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1.1 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN PASCUALES
1.1.1 ANTECEDENTES
La Subestación eléctrica Pascuales forma parte del Sistema Nacional de
Transmisión Zona Sur, se encuentra ubicada en la parroquia Pascuales a los
16.5 Km en la vía Guayaquil‐Daule.
A nivel de 230 kV está interconectada con las subestaciones MOLINO ‐ MILAGRO
– QUEVEDO – TRINITARIA – DOS CERRITOS.
A nivel de 138 kV alimenta a las subestaciones SANTA ELENA – ELECTROQUIL –
POLICENTRO ‐ SALITRAL – CEDEGE.
A nivel de 69kV, se sirve a las empresas eléctricas de EMELEC – EMELGUR y gran
consumidor como INTERAGUA y recibe generación a través de la Central
Térmica Enrique García.
La subestación cuenta con dos patios de transformadores y cuatro patios de
maniobras a su haber, los cuales se detallan a continuación:
1. Un patio de 230 kV formado por once posiciones las cuales son:
• Ocho posiciones de línea: TRINITARIA 1 y 2; PAUTE 1 y 2;
QUEVEDO 1 y 2; MILAGRO 1 y DOS CERRITOS.
• Dos posiciones de Autotransformadores:
o Posición ATU – 230 kV
o Posición ATT – 230 kV
• Una posición de acoplador de barras de 230 kV
2
2. Un patio de 138 kV formado por once posiciones las cuales son:
• Siete posiciones de línea: SANTA ELENA; ELECTROQUIL;
SALITRAL 1 y 2; CEDEGE; POLICENTRO 1 y 2.
• Una posición de transferencia de 138 kV
• Tres posiciones de autotransformador; las cuales son:
o Posición del ATU – 138 kV
o Posición del ATT – 138 kV
o Posición del ATR – 138 kV
3. Un patio de 69 kV formado por ocho posiciones las cuales son:
• Cinco posiciones de línea: QUINTO GUAYAS; DAULE;
INTERAGUA; VERGELES y CERVECERÍA.
• Una posición para la bahía de la Central térmica Enrique García
• Posición de transferencia de 69 kV.
• Una posición del autotransformador ATR – 69 kV.
4. Dos patios de autotransformadores los cuales se detallan a
continuación:
• Un banco de autotransformadores ATU (230 – 138 – 13.8 kV) de
375MVA de capacidad.
• Un banco de autotransformadores ATT (230 – 138 – 13.8 kV) de
375MVA de capacidad.
• Un autotransformador trifásico ATR (138 – 69 – 13.8 kV) de
220MVA de capacidad.
3
5. Un patio de Servicios Auxiliares donde se encuentran los
transformadores T1 y T2 (13.8kV /480V), el transformador T3
(480/208V), paneles de distribución y el grupo generador de emergencia
(GDE).
1.2 FILOSOFÍA DEL ESQUEMA DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS DEL
SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
Existen dos esquemas para operar la protección diferencial de barras, el primero
a través de la propia protección, debido a que la falla se puede producir en la
barra por contacto entre las fases o contacto a tierra por objetos extraños que
ocasionan la falla. Debido a que la falla se produce normalmente en el aire y no
en el aislamiento de una máquina, no hay un daño físico; pero, como
consecuencia de las altas corrientes de cortocircuito, se producen esfuerzos
térmicos y mecánicos importantes en todos los equipos conectados a las barras
por esta causa. Si bien los equipos están diseñados para las magnitudes de las
corrientes que se producen, estas fallas resultan en una disminución de la vida
útil de los equipos.
Por esta razón, es deseable tener un sistema de protección con una alta
velocidad de operación, a fin de reducir el tiempo de duración de los
cortocircuitos.
El siguiente esquema para la actuación de la protección diferencial de barras es
a través del esquema del 50BF (falla de interruptor) el cual actúa cuando un relé
4
de protección ha dado la orden de apertura de un interruptor y existe el peligro
de que no se produzca la apertura del circuito por falla del interruptor en
efectuar dicha maniobra. En esta situación, dada la condición de falla, no se
debe demorar la apertura del circuito, por lo que es necesario un esquema de
protección para prevenir la falla del interruptor.
Esta falla se puede producir por diversas razones como son:
• Falla del cableado de control
• Falla de las bobinas de apertura
• Falla del mecanismo propio del interruptor
• Falla del interruptor al extinguir el arco dentro del equipo
El principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula por
el interruptor, la cual debe ser cero al haberse efectuado la apertura exitosa del
circuito, después de un mando de apertura por protecciones. Está protección
trabaja a través de 2 funciones
• Función 50BF
El principio de detección se basa en la medición de la corriente que circula
por el interruptor (función 50BF), la cual debe ser cero al haberse efectuado
la apertura exitosa del circuito en los tres polos. Por tanto, el ajuste del relé
50BF debe ser el valor más pequeño de corriente posible para lo cual se
puede utilizar un valor entre el 20% al 120% de la corriente nominal del
circuito. El valor mayor permite asegurar que el relé solo operará en caso de
falla.
5
• Función 62BF
Al producirse una falla de interruptor se debe proceder de la siguiente
manera:
1. En primera instancia (función 62BF1) se debe efectuar una orden de
apertura a ambas bobinas de apertura del interruptor. Este tiempo debe ser
definido considerando un margen de actuación sobre la protección principal
y no debe interferir con los recierres automáticos.
2. En segunda instancia (función 62BF2) se debe proceder con la apertura
de los interruptores vecinos de manera que se pueda obtener la apertura
del circuito deseado, al mismo tiempo que se consigue aislar al Interruptor
fallado.
1.2.1 NIVEL DE 69 kV
Cada posición cuenta con tres transformadores monofásicos de corriente
multirelación con 4 devanados secundarios cada uno, a la salida de la línea, uno
de estos devanados cuya clase es de protección (5P20) y generalmente su
relación nominal es de (2000/5), son empleados para censar las corrientes que
pasan por cada una de las fases de las posiciones, las cuales son llevadas a
través de cables al panel dúplex en la sala de control del edificio de la
Subestación, donde se ubica la protección, estas señales ingresan a los relés
monofásicos 87B‐0Ø2‐A; 87B‐0Ø2‐B y 87B‐0Ø2‐C, al existir un diferencial de
6
corrientes visto en cualquiera de los relés monofásicos se energiza el relé 86‐
0Ø2 que bloquea el cierre y dispara todas las posiciones que se encuentran
conectadas en la barra principal.
También puede actuar esta protección si al existir una falla de interruptor (50BF)
en cualquiera de las posiciones del nivel de 69kV, al no disparar el interruptor,
energizan el relé 86B‐0Ø2 que bloquea el cierre y dispara todas las posiciones
que se encuentran conectadas en la barra principal.
1.2.2 NIVEL 138 kV
Cada posición posee tres transformadores monofásicos de corriente
multirelación con 4 devanados secundarios cada uno, a la salida de la línea, uno
de estos devanados cuya clase es de protección (5P20) y generalmente su
relación nominal es de (2000/5), son empleados para censar las corrientes que
pasan por cada una de las fases de las posiciones, las cuales son llevadas a
través de cables al panel dúplex en la sala de control del edificio de la
Subestación, donde se ubica la protección, estas señales ingresan a los relés
monofásicos, al existir una diferencial de corrientes en la barra principal de 138
KV se enclavan los contactos 87B‐1/A, 87B‐1/B, 87B‐1/C, los cuales energizan al
86B‐1 que bloquea el cierre y a su vez energizan el 86BX1/1 y 86BX1/2 que
disparan todas las posiciones que se encuentran conectados a la barra.
También puede actuar esta protección si al existir una falla de breaker (50BF) en
cualquiera de las posiciones del nivel de 138kV, al no disparar el interruptor,
7
energizan a la bobina 62BF‐1Ø2 y este a su vez a él relé 86B‐1 que bloquea el
cierre y a su vez energizan el 86BX1/1 y 86BX1/2 que disparan todas las
posiciones que se encuentran conectados a la barra.
1.2.3 NIVEL 230 kV
En el nivel de 230 kV posee un esquema de doble barra (barra 1 y barra 2), a
las cuales están conectadas cualquiera de las posiciones del nivel de voltaje,
mediante las maniobras de cambio de barra; cada posición cuenta con tres
transformadores de corriente multirelación con 4 devanados secundarios cada
uno, a la salida de la línea, uno de estos devanados cuya clase es de protección
(5P20) y generalmente su relación nominal es de (2000/5), son empleados para
censar las corrientes que pasan por cada una de las fases de las posiciones, las
cuales son llevadas a través de cables al panel dúplex en la sala de control del
edificio de la Subestación, donde se ubican los relés de protección, 21B/1‐2Ø2 y
21NB/1‐2Ø2 (relés de distancia para discriminación de falla) de fase a fase y de
fase a tierra respectivamente, tomando también el voltaje a través de los
Divisores Capacitivos de Potencial (DCP´s) de barra, discriminando si la falla
ocurrió en la barra 1 o 2, energizándose el 87B‐1 o el 87B‐2, a su vez al relé
86B/1‐2(relé de disparo Barra 1) o 86B/2‐2 (relé de disparo de la barra 2), los
cuales disparan todas las posiciones de la barra 1 o barra 2 en donde haya
ocurrido la falla, también bloqueándolas el cierre a través del 86BX1‐21 (Barra
1) y 86BX2‐22 (Barra 2).
8
También puede actuar esta protección si al existir una falla de interruptor (50BF)
en cualquiera de las posiciones del nivel de 230 kV, al no haber disparado el
interruptor, energizan a la bobina 62BF‐1 (Barra 1) o 62BF‐2 (Barra 2) y este a su
vez a él relé auxiliar 86X1‐2 (Barra 1) o al 86X2‐2 (Barra 2), los cuales energizan
al 87B‐1 o el 87B‐2, a su vez al relé 86B/1‐2(Relé de disparo Barra 1) o 86B/2‐2
(Relé de disparo de la barra 2), los cuales disparan todas las posiciones de barra
en donde haya ocurrido la falla, también bloqueando el cierre a través del
86BX1‐21 (Barra 1) y 86BX2‐22 (Barra 2).
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1.3 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN DEL PATIO DE 138 kV
En el nivel de 138 kV en la Subestación Pascuales existen actualmente 7
posiciones de línea: SANTA ELENA; ELECTROQUIL; SALITRAL 1 y 2, POLICENTRO
1 y 2, CEDEGE; una posición de transferencia y tres posiciones de
autotransformador: ATT, ATU y ATR.
1.3.1 POSICIONES DE LÍNEA
• TRES PARARRAYOS (uno por fase)
POSICIÓN MARCA MODELO CAPACIDAD BIL
SANTA ELENA ASEA XAL‐120CS 120kV‐10kA 550 kV
ELECTROQUIL ASEA XAL‐120CS 120kV‐10kA 550 kV
SALITRAL 2 OHIO BRASS MPR‐S 120Kv 550 kV
SALITRAL 1 OHIO BRASS MPR‐S 120kV 550 kV
POLICENTRO 2 ASEA XAL‐120CS 120kV‐10kA 550 kV
POLICENTRO 1 ASEA XAL‐120CS 120kV‐10kA 550 kV
CEDEGE ASEA P120 AH ‐145 120kV‐10kA 550 kV
• DIVISOR CAPACITIVO DE POTENCIAL (uno por fase)
POSICIÓN MARCA MODELO CAPAC Np/Ns PRECISIÓN
SANTA ELENA Magrini
Galileo Spa CPT‐145 / 8
145kV ‐8000pf
2 1.2
ELECTROQUIL Magrini
Galileo Spa CPT‐145 / 8
145kV ‐8000pf
2 1.2
SALITRAL 2 Nissin PDL ‐13E ‐SD 0.016uf 3 0.3‐1.2
SALITRAL 1 Nissin PDL ‐13E ‐SD 0.016uf 3 0.3‐1.2
POLICENTRO 2
Arteche DFC ‐145 1200pf 3 0.6
POLICENTRO 1
Nissin PDL ‐13E ‐SD 0.016uf 2 0.3‐1.2
CEDEGE IMG CPTA‐145
/12 1200pf 3 0.6
10
• SECCIONADORES
POSICIÓN MARCA POSICION MODELO CAPAC. MEC. OPERA.
SANTA ELENA Magrini Galileo Spa
89‐111 SA‐170 1600 A MD ‐100
89‐113 SA‐170 2000 A MD ‐100
89‐114 SA‐170 2000 A Manual
89‐115 SA‐170 2000 A MD ‐100
ELECTROQUIL Magrini Galileo Spa
89‐121 SA‐245 1600 A MD ‐100
89‐123 SA‐245 1600 A MD ‐100
89‐124 SA‐245 1600 A Manual
89‐125 SA‐245 1600 A MD ‐100
SALITRAL 2 General Electric
89‐131 RB‐3 1200 A Motorizado
89‐133 RB‐3 1250 A Motorizado
89‐134 RB‐3 1250 A Manual
89‐135 RB‐3 1250 A Motorizado
SALITRAL 1 General Electric
89‐141 RB‐3 1250 A Motorizado
89‐143 RB‐3 1250 A Motorizado
89‐144 RB‐3 1250 A Manual
89‐145 RB‐3 1250 A Motorizado
POLICENTRO 2
Mesa Gattica
89‐151 145RKV 1600 A Motorizado
89‐153 145RKV 1600 A Motorizado
89‐154 145RKV 1600 A Manual
89‐155 RB‐3 1600 A Motorizado
POLICENTRO 1
General Electric
89‐161 RB‐3 1250 A Motorizado
Magrini Galileo
89‐163 SA‐170 2000 A Motorizado
89‐164 SA‐170 2000 A Manual
General Electric
89‐165 RB‐3 1250 A Motorizado
CEDEGE
SPIG
89‐171 SR – 300 1200 A Motorizado
89‐173 SR – 300 1200 A Motorizado
89‐174 SR – 300T 1200 A Manual
89‐175 SR – 300 1200 A Motorizado
(*) El mecanismo MD ‐100 es motorizado
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• DISYUNTORES ( MANDO TRIPOLAR)
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
SANTA ELENA
Mitsubishi 120‐SMFT‐40 1600A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. de bobinas BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
ELECTROQUIL
Mitsubishi 120‐SMFT‐40 1600A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. de bobinas BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
SALITRAL 2
Mitsubishi 120‐SMFT‐40 1600 A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. de bobinas BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
SALITRAL 1
Mitsubishi 120‐SMFT‐40 1600 A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. de bobinas BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
POLICENTRO 2
Cenemesa 145‐1WE 30/2000
2000 A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. de bobinas BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
POLICENTRO 1
Cenemesa 145‐1WE 30/2000
2000 A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. de bobinas BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
CEDEGE
Gel Alsthom FX11‐45 3150A 31.5 kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. de bobinas
BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
12
1.3.2 POSICIÓN DE TRANSFERENCIA
• SECCIONADOR
POSICIÓN MARCA POSICION MODELO CAPAC. MEC. OPERA.
Transferencia
General Electric
89‐1Ø1 RB‐3 1200 A Motorizado
89‐1Ø3 RB‐3 1250 A Motorizado
89‐1Ø6 RB‐3 1250 A Manual
89‐1Ø8 RB‐3 1250 A Manual
• DISYUNTOR (MANDO TRIPOLAR)
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
Transferencia
Mitsubishi 120‐SMFT‐40 2000A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. De bobinas
BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
1.3.3 POSICIONES DE AUTOTRANSFORMADOR
POSICION DEL AUTOTRANSFORMADOR ATU ‐ 138 kV
• SECCIONADORES
POSICIÓN MARCA POSICIÓN MODELO CAPAC. MEC. OPERA.
ATU
138 kV
General Electric
89‐1U1 RB‐3 1200 A Motorizado
89‐1U3 RB‐3 1250 A Motorizado
89‐1U5 RB‐3 1250 A Motorizado
• DISYUNTOR (MANDO TRIPOLAR)
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
ATU
138 kV
Mitsubishi 120‐SMFT‐40 2000A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. De bobinas
BIL
SF6 Neumático 1 650 kV
13
POSICIÓN DEL AUTOTRAFO ATR ‐ 138 kV
• SECCIONADOR
POSICIÓN MARCA POSICIÓN MODELO CAPAC. MEC. OPERA.
ATR
138 kV
General Electric
89‐1R1 RB‐3 1200 A Motorizado
89‐1R3 RB‐3 1250 A Motorizado
89‐1R5 RB‐3 1250 A Motorizado
• DISYUNTOR
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
ATR 138 kV
Mitsubishi 120‐SMFT‐40 1600A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. De bobinas
BIL
SF6 Neumático 1 650 kv
POSICION DEL AUTOTRANSFORMADOR ATT‐138 kV
• SECCIONADOR
POSICIÓN MARCA POSICIÓN MODELO CAPAC. MEC. OPERA.
ATT 138 kV
Lago
89‐1T1 SLA‐30 1200 A Motorizado
89‐1T3 SLA‐30 1200 A Motorizado
89‐1T5 SLA‐30 1200 A Motorizado
• DISYUNTOR
POSICIÓN Marca Modelo Inominal Icortocircuito Tinterrup.
ATT 138 kV
ABB LTB245E1 2000A 40kA 3 ciclos
Aislamiento Tipo de mecanismo No. De bobinas
BIL
SF6 Neumático 1 1080 kV
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1.3.4 BARRAS DE 138 kV
POSICIÓN MARCA MODELO CAPAC. BIL
BARRA 138 kV Nissin Electric
FIE – 100E 400VA 550 kV
1.3.5 SECCIONADORES SEPARADORES DE BARRA (89‐1Y1 ‐ 89 – 1Y3)
POSICIÓN MARCA POSICION MODELO CAPAC. MEC. OPERA.
BARRA PRINCIPAL
Merlin Gerin
89‐1Y1 SRT 2000 A Motorizado
89‐1Y3 SRT 2000 A Motorizado
15
Fig 1. Diagrama unifilar del patio 230 kV ‐ S/E Pascuales
16
Fig 2. Diagrama unifilar del patio de 138 y 69 kV – S/E Pascuales
17
1.4 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL
Las protecciones diferenciales basan su funcionamiento en la comparación de
las corrientes que entran y salen de un equipo. El relé diferencial se usa para la
protección de máquinas sincrónicas y asincrónicas, transformadores de poder,
barras de subestaciones (S/E), interruptores de potencia y líneas cortas,
siempre que su potencia sea importante. (Usualmente sobre 5 a 8 MVA). En el
caso de líneas largas, el problema de la lejanía física de los extremos cuyas
magnitudes deben compararse, se ha subsanado de diferentes maneras dando
origen a las protecciones de hilo piloto (alambre o cable de fibra óptica), vía
carrier (30‐200 kHz), microondas (sobre 900 MHz).
FIG. 3 Diagrama Esquemático del relé diferencial
En el esquema de la Figura 3 se puede apreciar que la corriente que detecta el
relé diferencial R, en las condiciones indicadas, es igual a cero. Al ocurrir una
falla, sea monofásica, bifásica o trifásica, en la zona protegida (entre los TC´s), se
produce un desequilibrio que hace fluir una corriente diferencial Id distinta de
18
cero, por el relé R, de modo que éste da la orden de abrir el interruptor
correspondiente.
La protección diferencial, por lo tanto, resulta ser eminentemente selectiva, ya
que no responde a fallas que no estén comprendidas en su zona de influencia,
es decir entre los dos juegos de transformadores de corriente. Por esta razón,
no necesita ser coordinada con otras protecciones, como las de sobrecorriente
por ejemplo; además, es independiente de la corriente de carga circulante,
puede tener un pick‐up muy bajo y ser teóricamente instantánea. La protección
diferencial se construye de diversas formas utilizando distintos principios y con
diferentes prestaciones.
Entre las protecciones diferenciales utilizadas tenemos:
• Protección diferencial de barras
• Protección diferencial de porcentaje
• Protección diferencial de porcentaje tipo de inducción
• Protección diferencial para máquinas rotatorias
o Protección diferencial longitudinal
o Protección diferencial transversal
• Protección diferencial de transformadores de poder
1.4.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
De acuerdo a la ley de corrientes de Kirchhoff: “La suma de corrientes que
ingresan a un nodo deben ser igual a las corrientes que salen del mismo”.
19
Considerando dos situaciones en una simple barra tenemos lo mostrado en la
figura 4:
a) Falla externa b) Falla interna
Fig. 4 Fallas para la protección diferencial de barras
Para el caso de la falla externa, la corriente saliendo de la barra es igual a la
suma de todas las corrientes entrando a la barra, y la suma total es cero;
dependiendo del flujo de la carga. En el otro caso, para fallas internas, la suma
de todas las corrientes entrando a la barra es igual al total de la corriente de
falla.
Un sistema de relés de diferenciado ideal se aprovecha del hecho de que la
suma de las corrientes será cero para las fallas externas o el flujo de la carga,
NODO NODO
20
mientras que la suma será igual a la corriente de falla total para las fallas
internas.
Desafortunadamente, en la práctica hay problemas introducidos en donde el
ideal no siempre puede ser obtenido, y una serie de medidas deben tomarse en
cuenta para asegurar que el sistema de relés diferenciado trabaje
correctamente, incluso bajo condiciones no‐ideales.
1.4.2 SISTEMA BÁSICO DIFERENCIAL
Un sistema de relés diferenciado básico se demuestra en la figura 5. Los
transformadores de corrientes (TC´s) son todos conectados con la misma
relación de vueltas y el mismo sentido de polaridad de modo que las corrientes
circulen entre los TC´s (Id = 0) para todas las fallas externas, mientras que la
corriente de falla total (Id = If) atravesará el relé (R) para todas las fallas
internas.
a) Falla externa b) falla interna
Fig. 5 Falla interna y externa para un sistema básico diferencial
21
Si los TC´s se comportarán idealmente, el sistema de relés de diferencia
mostrado en figura 5 sería muy fácil de utilizar, usando unos simples relés de
sobrecorriente. Desafortunadamente, los TC´s, al no ser debidamente
seleccionados, se pueden saturar y pueden hacer fallar el sistema de relés de
diferencia.
1.4.3 SATURACIÓN DE LOS TC´S
La saturación del TC ocurre cuando el flujo requerido para producir la corriente
secundaria excede la densidad de flujo de la saturación de la base según lo
dictado por las dimensiones físicas del TC; esto depende de la cantidad y calidad
del hierro usado en la construcción del TC.
Independientemente de si cualquier transformador corriente dado se saturara
dependerá de los factores siguientes:
• Relación de vueltas del TC
• Superficie transversal de la base
• Carga conectada
• Magnitud de la carga
• Presencia y cantidad de flujo remanente (eventualmente)
• Cantidad y dirección de la compensación de la corriente continua en el
actual TC
• Densidad de flujo de la saturación del acero de la base
Un caso típico de la saturación del TC se demuestra en el Fig. 6 para una onda
actual completamente compensada que tiene una constante de tiempo de
aproximadamente 30 milisegundos. El tiempo a la saturación (el punto donde la
22
corriente secundaria comienza a distorsionarse) es dependiente en los factores
enumerados arriba, y se puede determinar según lo descrito en la figura 6.
Fig.6 Efectos de Saturación de TC´s
Lo importante a observar en este gráfico es que la corriente secundaria se
puede distorsionar absolutamente con respecto a la corriente primaria. En este
ejemplo, la corriente secundaria se distorsiona absolutamente por lo menos
cinco ciclos. Si las condiciones son bastante severas, es posible que la distorsión
puede ser incluso peor que la demostrada en el ejemplo, y que la saturación
puede comenzar a ocurrir incluso más pronto. Durante el proceso de saturación
del TC la corriente secundaria entonces tendrá la misma forma que la primaria.
Es la distorsión en la corriente secundaria la que puede causar problemas en el
circuito diferenciado (barras, máquinas rotatorias, etc.) y absolutamente en
otros circuitos de los relés.
Un circuito simplificado para un TC´s se muestra en la Fig. 7
23
Fig. 7 Circuito simplificado de un TC con carga conectada
Este circuito típico representa un tipo de transformador corriente (TC) con
bobinas completamente distribuidas en una base toroidal. Este circuito
demuestra que la reactancia de la salida en este tipo de TC es insignificante y
por lo tanto puede ser representada como se muestra (con componente
resistente solamente Rct). Cuando el TC se satura, la reactancia que magnetiza
Xm se asume Rct igual a cero y la corriente secundaria también va a cero en
aquel momento.
1.4.4 TIPOS DE RELÉS DIFERENCIALES DE BARRAS
1.4.4.1 RELÉS DE SOBRECORRIENTE DIFERENCIAL
El circuito diferencial para relés de sobrecorriente está indicado en la figura 8,
para una falla externa.
24
a) Sin Saturación TC b) Con Saturación TC
Fig. 8 Circuito Diferencial usando un relé de sobrecorriente
Si no existe saturación en el TC, la corriente diferencial (Id) será cero y el relé no
debería tener tendencia a operar. Si hay saturación, la Id no será cero y un
simple relé de sobrecorriente podría operar si la Id excediera la función de
ajuste. Si se asume la saturación completa (no se da probablemente), después la
Id se podría calcular según las indicaciones de la figura 8b. Esto representa el
peor caso. El relé de la sobrecorriente se podría fijar sobre este valor para
prevenir la operación en condiciones de saturación del TC. Esto podría requerir
los ajustes muy altos que pueden no ser bastante sensibles para detectar la
avería posible mínima de la barra. Otra manera de solucionar el problema sería
introducir un tiempo que retrase a la función de la sobrecorriente, pero es difícil
determinar exactamente el tiempo que se requiere para prevenir la operación.
Incluso si el tiempo se podría determinar exactamente, puede ser demasiado
25
largo desde un punto de vista del sistema, y podría llevar a los problemas de la
estabilidad.
1.4.4.2 RELÉS DE DIFERENCIAL DE ALTA IMPEDANCIA
El uso de relés de diferencia de la alta impedancia se demuestra en la figura 9.
Este relé es aplicado en la hipótesis de que el TC es asociado al alimentador
crítico (lleva la corriente de falla total) saturada totalmente. Para esa condición,
el TC se puede representar por un componente resistente simple
(TC toroidal). El relé, que está conectado a través del punto de ensambladura de
los TC tiene una impedancia que es mucho mayor que la resistencia total del
circuito del TC. El voltaje (Vr) a través de los terminales del relé entonces será
igual a la Rt multiplicada por la corriente de falla total que atraviesa esta
resistencia.
Fig 9. Relé diferencial de alta impedancia (voltaje operado)
26
Los cálculos se hacen para que cada circuito del TC en base a la determinación
del voltaje posible máximo que se puede desarrollar a través de los relés
(saturación total asumida en cada circuito). El relé entonces es fijado a un mayor
voltaje para un margen conveniente.
La hipótesis de que el TC parece ser puramente resistente cuando está saturado
totalmente, está basada en el TC que es de construcción toroidal con bobinas
totalmente distribuidas. Para este tipo de TC, la reactancia de salida será
insignificante y la hipótesis antedicha es válida. Para la aplicación del relé es
necesario conocer la reactancia de salida para determinar el ajuste del relé; si la
reactancias es demasiado grande, no es posible utilizar el relé por que necesita
un ajuste demasiado alto, hay que tener en cuenta que este relé no se puede
aplicar a TC toroidales.
Fig 10. Multirelación de TC´s
27
Para las fallas internas, los voltajes extremadamente grandes intentarán ser
detectados a través de los relés debido a la alta impedancia; esto podría llegar a
dañar a los TC´s. El circuito del Tiristor incluido en la figura 9 es una técnica que
se utiliza para la limitación del voltaje. El Tiristor, que exhibe una característica
de resistencia inversa con el aumento de voltaje, está conectado directamente a
través de los relés. Por la selección apropiada del tiristor, los niveles voltaicos
razonables pueden ser establecidos. Para las fallas grandes, el tiristor llevará
una cantidad significativa de corriente, así debido a una sobrecorriente simple el
relé se coloca en serie con el tiristor para proporcionar la protección adicional.
El relé de sobrecorriente se fija para prevenir la operación en el voltaje máximo
esperado a través del tiristor para una falla externa.
El uso de relés de diferencia de alta impedancia se basa en que todos los TC son
fijados a la misma relación. En algunas instalaciones puede haber TC´s de
diversas relaciones pero se los puede igualar a través de la selección de la
relación de transformación de uso de los TC´s. Puede ser posible utilizar los TC´s
auxiliares para obtener la relación correcta de emparejamiento.
No es generalmente recomendable conectar otros dispositivos en los circuitos
del TC usados en un esquema diferencial de alta impedancia, porque la carga
agregada puede aumentar la tendencia para el TC se sature o el resultado en el
ajuste esté más allá de la escala de los relés de alta impedancia. Una ventaja al
usar este tipo de relés es que el punto de unión de todos los CT debe ser hecho
28
en la parte posterior del relé, que se encuentra en el interior del panel dúplex
en la casa de la subestación. La localización del punto de ensambladura reduce
al mínimo la cantidad de cableado requerida y alternadamente ayuda para bajar
ajustes y así lograr una protección más sensible.
1.4.4.3 ACOPLADORES LINEALES
Los acopladores lineales, que no tienen ningún hierro en su base, se pueden
utilizar para superar los problemas causado por la saturación del TC. Estos
dispositivos tienen una característica lineal que hacen que se produzca un
voltaje en el secundario que es directamente proporcional a la corriente
primaria. Un uso típico se demuestra en la Figura 11. Para una falla externa, la
suma de los voltajes será igual a cero (o casi completamente).
Fig 11. Acopladores lineales
Por una parte, los voltajes de las posiciones, se agregan juntos para una falla
interna, produciendo así suficiente voltaje para funcionar el relé. Estos
dispositivos proporcionan una solución algo simple para la protección de la
barra, y algunos usos están en existencia, pero los acopladores lineales no se
29
han aceptado extensamente debido a sus características especiales y uso
limitado.
1.4.4.4 RELÉ DIFERENCIAL DE PORCENTAJE LIMITADO
El relé diferencial de porcentaje limitado toma conocimiento de que puede
existir corriente del error en el circuito diferenciado.
Fig 12. Relé diferencial de porcentaje limitado
Un método de obtener la corriente límite se define en la figura 12. El relé
funcionará cuando la corriente diferenciada (Id) es mayor que un cierto
porcentaje de la corriente total de restricción.
La cantidad de restricción es generalmente ajustable. La característica del relé
es tal que si la restricción se convierta en más grande, también lo hace operar o
la diferencia de corriente requerida para producir la actuación. Este tipo de
operación produce la característica demostrada a la derecha en la figura 12. La
pendiente de la característica es dependiente del ajuste de restricción de
porcentaje.
30
Fig 13. Relé diferencial de porcentaje limitado con TC´s auxiliares
Los TC´s auxiliares se seleccionan para proporcionar una relación de vueltas del
campo común.
1.1.3.5 RELÉ DIFERENCIAL DE BAJA IMPEDANCIA
El relé diferencial de baja impedancia es usado para la protección de barras que
necesita un ajuste muy alto o una cantidad significativa de tiempo de retraso
para prevenir la operación debido a la saturación del TC. Es posible utilizar un
dispositivo de baja impedancia si las medidas se toman para superar los efectos
de la saturación del TC. Considere la situación demostrada en la Figura 14.
Fig 14. Corrientes durante la saturación
31
Las corrientes en la figura 14 se demuestran en forma simplificada para
propósitos de demostración solamente. El TC de la línea 2 en la fig. 14 se asume
totalmente saturado cada medio ciclo de modo que se muestra en el gráfico la Ix
actual. Como resultado del colapso del TC en la línea 2, la Id diferenciada de la
corriente fluirá. La corriente de operación, Iop, es el valor absoluto de la Id de la
corriente diferencial y la corriente de restricción, Irest, la cual es la suma de los
valores absolutos de todas las corrientes que ingresan y que salen del punto de
nodo de los circuitos del TC. El punto clave en esta figura es que la corriente de
restricción es significativa durante el período de no‐saturación mientras que la
corriente de operación al mismo tiempo es igual o casi igual a cero.
32
2.1 ESQUEMAS Y FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN
En la Subestación Pascuales en el nivel de 138 kV se tiene un esquema de barras simple, la cual se encuentra seccionada
por dos seccionadores 89‐1Y1 y 89‐1Y3, separándola en dos secciones: SECCIÓN 1: CEDEGE, SANTA ELENA, ATT 138 kV,
ELECTROQUIL, SALITRAL 2 y la SECCIÓN 2: ATU 138 kV, SALITRAL 1, POLICENTRO 2, POLICENTRO 1, ATR 138 kV.
FIG 15. DIAGRAMA UNIFILAR DEL PATIO DE 138 kV
33
En el actual sistema de protección diferencial de barras de 138 kV, los TC´S tipo
bushing de cada posición transforman la señal de corriente primaria en una
secundaria, cableada hacia el panel TB‐D1 que se encuentra en el patio de 138
kV de la subestación, fig. 16; a través de los Test switches (TSW) (borneras
cortocircuitables y seccionables) propios de cada posición, que se encuentran
unidas entre sí, se suman las corrientes; debido a lo cual sale una sola señal a
través de un cable concéntrico de cuatro hilos (4x8 AWG), que llega al relé
electromecánico 87 de barras FAC 14 ‐ 87B/A‐1, 87B/B‐1, 87B/C‐1; montado y
conexionado en el panel dúplex de la bahía de transferencia en la Sala de
Control.
a) Panel TB‐D1 externo b) Panel TB‐D1 interno
Fig 16. Panel TB‐D1
34
FIG 17. Diagrama de corrientes de la actual protección diferencial de barras de 138 Kv
35
2.1.1 ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DEL DIFERENCIAL DE BARRAS
La protección de diferencial de barras de la Subestación Pascuales actúa debido
a fallas que se producen en la barra por contacto entre las fases o contacto a
tierra por objetos extraños que ocasionan la falla; en estos casos actúan los
relés monofásicos del diferencial de barra , , cuya
característica principal, que son relés de baja impedancia; cerrando sus
contactos y energizando a la bobina del relé electromecánico 86B‐1 que dispara
todas las posiciones del nivel de 138KV que se encuentran conectados a la barra
principal, bloqueando al cierre todas las posiciones con la energización de la
bobina del relé electromecánico 86BX1/1.
87B-1A
1
287B-1
B1
287B-1
C1
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/2B
9
A86BX1/1
B
A
DIFERENCIAL DE CORRIENTES DE FASES
Esquema 1. Protección diferencial de barras de 138kV
36
2.1.2 ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DE PROTECCION “BREAKER FAILURE” O
FALLA INTERRUPTOR (50BF)
Al ocurrir una falla por sobrecorriente o distancia ya sea fase a fase o fase a
tierra, arranca la protección 50BF, la cual presenta un retardo de tiempo para
que sea despejada la falla, ya sea por los relés de sobrecorriente o distancia. Si
esta falla no ha podido ser despejada se cierran los contactos del 50BF de la
posición afectada, energizándose el relé auxiliar 62BF y a su vez el 86B1, el cual
dispara todas las posiciones conectadas a la barra, al mismo tiempo
energizándose la bobina 86BX1/1 bloqueando al cierre todas las posiciones.
Esquema 2. Protección falla de breaker (50BF)
37
2.1.3 ACTUACIÓN DEL 50BF EN CADA UNA DE LAS POSICIONES
2.1.3.1 LÍNEA SANTA ELENA – 52‐112
Al ocurrir una falla de sobrecorriente 50/51 o de distancia 21‐Z1/21‐Z2 (fase a
fase) y 21‐NZ1/21‐NZ2 (fase a tierra) en la línea de transmisión de la posición, y
de no haber sido despejada por los relés pertinentes, se energiza el relé auxiliar
152TX1, a su vez la bobina 50BF‐112 fases A‐B‐C. Cualquiera de los contactos de
las tres fases energizan la bobina del relé 62BF‐112, cerrándose los contactos a
través de un contacto temporizado al cierre, a su vez energizan el relé auxiliar
62‐112X, el cual energiza la bobina 86B1 el cual produce que se dispare el
interruptor propio y todos los demás interruptores conectados a la barra,
bloqueándolos al cierre a través del 86BX1/1. La posición cuando es transferida
a la posición de transferencia, la manija 83‐112‐X2 en el panel dúplex tiene que
ponerse en posición de BY‐PASS, con lo cual las protecciones son transferidas a
la posición del 52‐1Ø2.
38
FALLA 50/51 - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Arranca 50BF Relés de Protección50/51 - 21/21N
No actúa la protección
SI actúa la protección,despeja la falla
152TX1A
B
50BFA
50BFB
50BFC
62BF-112A
B
62BF-112TPC
E
F
62-112A
B
62-112J
K
86B-110
86B-111
12
86BX1/110
52-1
12
5
6
Disparo
Bloqueo al cierre8
7
86B-1
86BX1/1
52T/12252T/132
52T/14252T/152
52T/16252T/172
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
Manija de By-pass 83-112/X2
SANTA ELENA - 52-112
9
9
Esquema 3. Actuación 50BF – Posición línea Santa Elena
39
2.1.3.2 LÍNEA ELECTROQUIL – 52‐122
Al ocurrir una falla de sobrecorriente 50/51 o de distancia 21‐Z1/21‐Z2 (fase a
fase) y 21‐NZ1/21‐NZ2 (fase a tierra) en la línea de transmisión de la posición, y
de no haber sido despejada por los relés pertinentes, se energiza el relé auxiliar
152TX1, a su vez la bobina 50BF‐122 fases A‐B‐C. Cualquiera de los contactos de
las tres fases energizan la bobina del relé 62BF‐122, cerrándose sus contactos a
través de un contacto temporizado al cierre, a su vez energizan el relé auxiliar
62‐122X, el cual energiza la bobina 86B1 el cual produce que se dispare el
interruptor propio y todos los demás interruptores conectados a la barra,
bloqueándolos al cierre a través del 86BX1/1. La posición cuando es transferida
la manija 83‐122‐X2 en el panel dúplex tiene que ponerse en posición de BY‐
PASS, con lo cual las protecciones son transferidas a la posición del 52‐1Ø2.
40
FALLA 50/51 - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Arranca 50BF Relés de Protección50/51 - 21/21N
152TX1A
B
50BFA
50BFB
50BFC
62BF-122A
B
62BF-122TPC
E
F
62-122A
B
62-122J
K
86B-110
86B-111
12
86BX1/110
52-1
22
23
24
Disparo
Bloqueo al cierre12
11
86B-1
86BX1/1
52T/11252T/132
52T/14252T/152
52T/16252T/172
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
ELECTROQUIL - 52-122
9
9
83-122/X2
No actúa la protección
SI actúa la protección,despeja la falla
Manija de By-pass
Esquema 4. Actuación 50BF – Posición línea Electroquil
41
2.1.3.3 LÍNEA SALITRAL 2 – 52‐132
Al ocurrir una falla de sobrecorriente 50/51 o de distancia 21‐Z1/21‐Z2 (fase a
fase) y 21‐NZ1/21‐NZ2 (fase a tierra) en la línea de transmisión de la posición, y
de no haber sido despejada por los relés pertinentes, se energiza el relé auxiliar
94N132, a su vez la bobina 50BF, energizando la bobina del relé auxiliar 62BF‐
1Ø2, el cual energiza al relé 86B1; disparando el interruptor propio y todos los
demás interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al cierre a través del
86BX1/1. La posición cuando es transferida a la posición de transferencia, la
manija 43‐132‐X2 en el panel dúplex tiene que ponerse en posición de BY‐PASS,
con lo cual sus protecciones son transferidas a la posición del 52‐1Ø2.
42
FALLA 50/51 - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Arranca 50BF Relés de Protección50/51 - 21/21N
94N1329
10
50BF-1323
4
A
B
62BF-1Ø21
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/110
52-1
32
1
2
Disparo
Bloqueo al cierre3
4
86B-1
86BX1/1
52T/11252T/122
52T/14252T/152
52T/16252T/172
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
SALITRAL 2 - 52-132
9
62BF-1Ø2
94N-1321
2
9
43-132/X2
No actúa la protección
SI actúa la protección,despeja la falla
Manija de By-pass
Esquema 5. Actuación 50BF – Posición línea Salitral 2
43
2.1.3.4 LÍNEA SALITRAL 1 – 52‐142
Al ocurrir una falla de sobrecorriente 50/51 o de distancia 21‐Z1/21‐Z2 (fase a
fase) y 21‐NZ1/21‐NZ2 (fase a tierra) en la línea de transmisión de la posición, y
no haber sido despejada por los relés pertinentes, se energiza el relé auxiliar
94N142, a su vez la bobina 50BF, energizando la bobina del relé auxiliar 62BF‐
1Ø2, el cual energiza al relé 86B1 el cual produce que se dispare el interruptor
propio y todos los demás interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al
cierre a través del 86BX1/1. La posición cuando es transferida a la posición de
transferencia, la manija 43‐142‐X2 en el panel dúplex tiene que ponerse en
posición de BY‐PASS, con lo cual las protecciones son transferidas a la posición
del 52‐1Ø2.
44
FALLA 50/51 - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Arranca 50BF Relés de Protección50/51 - 21/21N
94N1429
10
50BF-1423
4
A
B
62BF-1Ø21
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/110
52-1
42
3
4
Disparo
Bloqueo al cierre5
6
86B-1
86BX1/1
52T/11252T/122
52T/13252T/152
52T/16252T/172
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
SALITRAL 1 - 52-142
9
62BF-1Ø2
94N-1421
2
9
43-142/X2
No actúa la protección
SI actúa la protección,despeja la falla
Manija de By-pass
Esquema 6. Actuación 50BF – Posición línea Salitral 1
45
2.1.3.5 LÍNEA POLICENTRO 2 – 52‐152
Al ocurrir una falla de sobrecorriente 50/51 o de distancia 21‐Z1/21‐Z2 (fase a
fase) y 21‐NZ1/21‐NZ2 (fase a tierra) en la línea de transmisión de la posición, y
no haber sido despejada por los relés pertinentes, se energiza el relé auxiliar
94N152, a su vez la bobina 50BF, energizando la bobina del relé auxiliar 62BF‐
1Ø2, el cual energiza al relé 86B1 el cual produce que se dispare el interruptor
propio y todos los demás interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al
cierre a través del 86BX1/2. La posición cuando es transferida a la posición de
transferencia, la manija 43‐152‐X2 en el panel dúplex tiene que ponerse en
posición de BY‐PASS, con lo cual sus protecciones son transferidas a la posición
del 52‐1Ø2.
46
FALLA 50/51 - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Arranca 50BF Relés de Protección50/51 - 21/21N
94N1524
5
50BF-1521
12
A
B
62BF-1Ø21
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/210
52-1
52
2
28
Disparo
Bloqueo al cierre3
4
86B-1
86BX1/2
52T/11252T/122
52T/13252T/142
52T/16252T/172
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
POLICENTRO 2 - 52-152
9
62BF-1Ø2
94N-1521
2
9
43-152/X2
No actúa la protección
SI actúa la protección,despeja la falla
Manija de By-pass
Esquema 7. Actuación 50BF – Posición línea Policentro 2
47
2.1.3.6 LÍNEA POLICENTRO 1 – 52‐162
Al ocurrir una falla de sobrecorriente 50/51 o de distancia 21‐Z1/21‐Z2 (fase a
fase) y 21‐NZ1/21‐NZ2 (fase a tierra) en la línea de transmisión de la posición, y
no haber sido despejada por los relés pertinentes, se energiza el relé auxiliar
94N162, a su vez la bobina 50BF, energizando la bobina del relé auxiliar 62BF‐
1Ø2, el cual energiza al relé 86B1 el cual produce que se dispare el interruptor
propio y todos los demás interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al
cierre a través del 86BX1/2. La posición cuando es transferida a la posición de
transferencia, la manija 43‐162‐X2 en el panel dúplex tiene que ponerse en
posición de BY‐PASS, con lo cual sus protecciones son transferidas a la posición
del 52‐1Ø2.
48
FALLA 50/51 - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Arranca 50BF Relés de Protección50/51 - 21/21N
94N1624
5
50BF-1621
12
A
B
62BF-1Ø21
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/210
52-1
62
20
20A
Disparo
Bloqueo al cierre5
6
86B-1
86BX1/2
52T/11252T/122
52T/13252T/142
52T/15252T/172
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
POLICENTRO 1 - 52-162
9
62BF-1Ø2
94N-1621
2
43-162/X2
No actúa la protección
SI actúa la protección,despeja la falla
Manija de By-pass
Esquema 8. Actuación 50BF – Posición línea Policentro 1
49
2.1.3.7 LÍNEA CEDEGE – 52‐172
Al ocurrir una falla de sobrecorriente 50/51 en el interruptor o de distancia 21‐
Z1/21‐Z2 (fase a fase) y 21‐NZ1/21‐NZ2 (fase a tierra) en la línea de transmisión
de la posición, y no haber sido despejada por los relés pertinentes, se energiza
el relé auxiliar 152TX1, a su vez la bobina 50BF‐172 fases A‐B‐C, cualquiera de
los contactos de las tres fases energizan la bobina del rele 62BF‐172, cerrándose
sus contactos a través de un contacto temporizado al cierre, a su vez energizan
el relé auxiliar 62‐172X, el cual energiza la bobina 86B1 el cual produce que se
dispare el interruptor propio y todos los demás interruptores conectados a la
barra, bloqueándolos al cierre a través del 86BX1/2. La posición cuando es
transferida a la posición de transferencia, la manija 83‐172‐X2 en el panel
dúplex tiene que ponerse en posición de BY‐PASS, con lo cual sus protecciones
son transferidas a la posición del 52‐1Ø2.
50
FALLA 50/51 - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Arranca 50BF Relés de Protección50/51 - 21/21N
152TX1A
B
50BFA
50BFB
50BFC
62BF-172A
B
62BF-172TPC
E
F
62-172A
B
62-172J
K
86B-110
86B-111
12
86BX1/210
52-1
72
5
6
Disparo
Bloqueo al cierre8
7
86B-1
86BX1/2
52T/12252T/132
52T/14252T/152
52T/16252T/162
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
CEDEGE- 52-172
9
9
83-172/X2
No actúa la protección
SI actúa la protección,despeja la falla
Manija de By-pass
Esquema 9. Actuación 50BF – Posición línea Cedegé
2.1.3.8 AUTOTRANSFORMADOR ATU 230/138 kV
Al producirse una falla interna en el transformador originada por una falla
mecánica (Buchholz 96T1, Alivio de presión 96P1 o Temperatura de devanados
51
alta, media y terciaria (26WH, 26WX y 26WY)), o fallas eléctricas como de
sobrecorriente 51 A,B,C,N o de diferencial de corrientes del transformador 87T,
se energiza el relé 86 ATU, que a través sus contactos manda abrir los
interruptores del lado de alta como de baja; si la falla no es despejada en el lado
de baja arranca el esquema del 50BF, energizándose el 50BF/1U2, el cual excita
la bobina del relé auxiliar 62BF/1Ø2, el cual energiza la bobina 86B1
produciéndose que se dispare el interruptor propio del autotransformador de
baja y todos los demás interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al
cierre a través del 86BX1/1. En el lado de alta a través del 86 ATU se manda a
abrir el interruptor del lado de alta, si persisten los problemas en la apertura del
interruptor entra en esquema del 50BF de 230KV.
Al producirse una falla en barra o en el interruptor de la posición del lado de
alta de 230KV, se excita la bobina 62BF‐1 O 62BF‐2 dependiendo a que barra se
encuentre conectada la posición, los cuales disparan el interruptor de la
posición del autotransformador del lado de baja de 138KV, o la posición de
transferencia cuando la posición se encuentra transferida.
La posición cuando es transferida la manija 43‐1U2‐X2 en el panel dúplex tiene
que ponerse en posición de BY‐PASS, las protecciones son transferidas a la
posición de transferencia.
52
Esquema 10. Actuación 50BF – Posición ATU – 138kV
FALLAS MECANICAS Ó ELECTRICAS
AUTOTRANSFORMADOR ATU 230/138kv
Relés de Protecciones Mecánicas- Buchholz 96T1- Alivio de presión 96P1
- Temperatura de devanados
26WH26WX26WY
Relés de Protecciones eléctricas
- Sobrecorriente 51A/B/C/N- Diferencial de corrientes del 87T autotransformador
86ATU
50BF-1U23
4
A
B
62BF-1Ø21
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/110
9
62BF-1Ø2
Dispara interruptores de ALTA Y BAJA
Falla en la aperturadel 52-1U2 / 52-1Ø2
62BF-1
Falla en la aperturadel 52-2U2 / 52-2Ø2
52-1
U2
7
8
Disparo
Bloqueo al cierre9
10
86B-1
86BX1/1
52T/11252T/122
52T/14252T/152
52T/16252T/172
52T/13252T/1T2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
Manija de by-pass
43-1U2
62BF-23
4
3
4
89-2U7ax
19
2089-2U9
ax19
20
52T52-1U2/52-1Ø2
9
53
2.1.3.9 AUTOTRANSFORMADOR ATT 230/138 kV
Al producirse una falla interna en el transformador originada por una falla
mecánica (Buchholz 96T1, Alivio de presión 96P1 o Temperatura de devanados
alta, media y terciaria (26WH, 26WX y 26WY)), o fallas eléctricas como de
sobrecorriente 51 A,B,C,N o de diferencial de corrientes del transformador 87T,
se energiza el relé 86 ATU, que a través de sus contactos manda abrir los
interruptores del lado de alta como de baja; si la falla no es despejada en el lado
de baja arranca el esquema del 50BF, energizándose el 50BF/1T2, el cual excita
la bobina del relé auxiliar 62BF/1Ø2, el cual energiza la bobina 86B1
produciéndose que se dispare el interruptor propio del autotransformador de
baja y todos los interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al cierre a
través del 86BX1/1. En el lado de alta a través del 86 ATU manda a abrir el
interruptor del lado de alta, si persisten los problemas en la apertura del
interruptor entra en esquema del 50BF de 230kV.
Al producirse una falla en barra o en el interruptor de la posición del lado de
alta de 230KV, se excita la bobina 62BF‐1 O 62BF‐2 dependiendo a que barra se
encuentre conectada la posición, los cuales disparan el interruptor de la
posición del autotransformador del lado de baja de 138kV, o el interruptor de
transferencia cuando la posición se encuentra transferida.
54
La posición cuando es transferida la manija 43‐1T2‐X2 en el panel dúplex tiene
que ponerse en posición de BY‐PASS, las protecciones son transferidas a la
posición de transferencia.
Esquema 11. Actuación 50BF – Posición ATT – 138kV
FALLAS MECANICAS Ó ELECTRICAS
AUTOTRANSFORMADOR ATT 230/138kv
Relés de Protecciones Mecánicas- Buchholz 96T1- Alivio de presión 96P1
- Temperatura de devanados
26WH26WX26WY
Relés de Protecciones eléctricas
- Sobrecorriente 51A/B/C/N- Diferencial de corrientes del 87T autotransformador
86ATT
50BF-1T23
4
A
B
62BF-1Ø21
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/210
9
62BF-1Ø2
Dispara interruptores de ALTA Y BAJA
Falla en la aperturadel 52-1T2 / 52-1Ø2
62BF-1
Falla en la aperturadel 52-2T2 / 52-2Ø2
52-1
T2
1
13
Disparo
Bloqueo al cierre11
12
86B-1
86BX1/2
52T/11252T/122
52T/14252T/152
52T/16252T/172
52T/13252T/1U2
52T/1R2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
Manija de by-pass
43-1T2
62BF-23
4
3
4
89-2U7ax
19
2089-2U9
ax19
20
52T52-1T2/52-1Ø2
9
55
2.1.3.10 AUTOTRANSFORMADOR ATR 138/69 kV
Al producirse una falla interna en el transformador originada por una falla
mecánica (Buchholz 96T1, Alivio de Presión 96P1 o Temperatura de devanados
alta, media y terciaria (26WH, 26WX y 26WY)), o fallas eléctricas como de
Sobrecorriente 51 A,B,C,N o de diferencial de corrientes del transformador 87T,
se energiza el relé 86 ATR, que a través de los contactos del relé manda abrir los
interruptores del lado de alta como de baja; si la falla no es despejada en el lado
de alta arranca el esquema del 50BF, energizándose el 50BF/1R2, el cual excita
la bobina del relé auxiliar 62BF/1Ø2, el que energiza la bobina 86B1
produciéndose que se dispare el interruptor propio del transformador de alta y
todos los interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al cierre a través
del 86BX1/1. En el lado de baja a través del 86 ATR manda a abrir el interruptor
del lado de baja, si persisten los problemas en la apertura del interruptor entra
en esquema del 50BF de 69kV.
Al producirse una falla en barra o en el interruptor de la posición del lado de
baja de 69KV, y las protecciones propias del interruptor como de sobrecorriente
no actúen, arranca el esquema del 50BF energizándose el 50BF/0R2, el cual
excita la bobina del relé auxiliar 62BF/0R2, el cual energiza la bobina 86B‐0Ø2
produciéndose que se dispare el interruptor propio del transformador de baja y
todos los demás interruptores conectados a la barra, bloqueándolos al cierre a
través del 86B‐0Ø2.
56
FALLAS MECANICAS Ó ELECTRICAS
AUTOTRANSFORMADOR ATU 230/138kv
Relés de Protecciones Mecánicas- Buchholz 96T1- Alivio de presión 96P1
- Temperatura de devanados
26WH26WX26WY
Relés de Protecciones eléctricas
- Sobrecorriente 51A/B/C/N- Diferencial de corrientes del 87T autotransformador
86ATR
50BF-1R23
4
A
B
62BF-1Ø21
2
86B-110
86B-111
12
86BX1/210
9
62BF-1Ø2
Dispara interruptores de ALTA Y BAJA
Falla en la aperturadel 52-1R2 / 52-1 2
62BF-1
Falla en la aperturadel 52-2R2 / 52-2Ø2
52-1
R2
2
26
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/2
52T/11252T/122
52T/14252T/152
52T/16252T/172
52T/13252T/1T2
52T/1U2
52-1
Ø2
15
16
Disparo
Bloqueo al cierre1
2
86B-1
86BX1/1
Manija de by-pass
43-1R2
62BF-23
4
3
4
89-2U7ax
19
2089-2U9
ax19
20
52T52-1R2/52-1Ø2
9
La posición cuando es transferida la manija 43‐0R2‐X2 en el panel dúplex tiene
que ponerse en posición de BY‐PASS, las protecciones son transferidas a la
posición de transferencia.
Esquema 12. Actuación 50BF – Posición ATR – 138kV
57
2.2 MANIOBRAS DE TRANSFERENCIA DE LAS POSICIONES DE 138 kV
A continuación detallaremos las operaciones requeridas para sustituir el
interruptor de línea y de los autotransformadores de las diversas posiciones del
nivel de 138KV por el interruptor de de transferencia.
2.2.1 LÍNEA SANTA ELENA
1. Condiciones Iniciales
1.1. Interruptor 52 ‐ 112 cerrado
1.2. Seccionadores 89 ‐ 111 y 89 ‐ 113 cerrados
1.3. Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4. Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5. Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación Requerida
2.1. Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2. Cerrar seccionador 89‐115
2.3. Girar manija 43 – 112 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se apaga
la luz amarilla en el panel dúplex)
2.4. Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5. Chequear sincronoscopio
2.6. Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7. Abrir el interruptor 52 – 112
2.8. Abrir los seccionadores 89 ‐ 111 y 89 – 113
2.9. Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
58
3. Retorno a Condiciones normales
3.1. Cerrar los seccionadores 89 ‐ 111 y 89 – 113
3.2. Cerrar interruptor 52 – 112
3.3. Girar manija 43 – 112 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4. Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5. Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6. Abrir el seccionador 89‐115
2.2.2 LÍNEA ELECTROQUIL
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 ‐ 122 cerrado
1.2 Seccionadores 89 ‐ 121 y 89 ‐ 123 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐125
2.3 Girar manija 43 – 122 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se apaga
la luz amarilla en el panel dúplex)
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
59
2.7 Abrir el interruptor 52 – 122
2.8 Abrir los seccionadores 89 ‐ 121 y 89 – 123
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 ‐ 121 y 89 – 123
3.2 Cerrar interruptor 52 – 122
3.3 Girar manija 43 – 122 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐125
2.2.3 LÍNEA SALITRAL 2
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 ‐ 132 cerrado
1.2 Seccionadores 89 ‐ 131 y 89 ‐ 133 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐135
2.3 Girar manija 43 – 132 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se apaga
la luz amarilla en el panel dúplex)
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
60
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 132
2.8 Abrir los seccionadores 89 ‐ 131 y 89 – 133
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a Condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 ‐ 131 y 89 – 133
3.2 Cerrar interruptor 52 – 132
3.3 Girar manija 43 – 132 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐135
2.2.4 LÍNEA SALITRAL 1
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 ‐ 142 cerrado
1.2 Seccionadores 89 ‐ 141 y 89 ‐ 143 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐145
2.3 Girar manija 43 – 142 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se apaga
la luz amarilla en el panel dúplex)
61
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 142
2.8 Abrir los seccionadores 89 ‐ 141 y 89 – 143
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 ‐ 141 y 89 – 143
3.2 Cerrar interruptor 52 – 142
3.3 Girar manija 43 – 142 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐145
2.2.5 LÍNEA POLICENTRO 2
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 ‐ 152 cerrado
1.2 Seccionadores 89 ‐ 151 y 89 ‐ 133 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
62
2.2 Cerrar seccionador 89‐155
2.3 Girar manija 43 – 152 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se apaga
la luz amarilla en el panel dúplex)
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 152
2.8 Abrir los seccionadores 89 ‐ 151 y 89 – 153
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a Condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 ‐ 151 y 89 – 153
3.2 Cerrar interruptor 52 – 152
3.3 Girar manija 43 – 152 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐155
2.2.6 LÍNEA POLICENTRO 1
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 ‐ 162 cerrado
1.2 Seccionadores 89 ‐ 161 y 89 ‐ 163 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
63
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐165
2.3 Girar manija 43 – 162 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se
apaga la luz amarilla en el panel dúplex)
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 162
2.8 Abrir los seccionadores 89 ‐ 161 y 89 – 163
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a Condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 ‐ 161 y 89 – 163
3.2 Cerrar interruptor 52 – 162
3.3 Girar manija 43 – 162 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐165
2.2.7 LÍNEA CEDEGE
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 ‐ 172 cerrado
1.2 Seccionadores 89 ‐ 171 y 89 ‐ 173 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
64
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abierto
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐175
2.3 Girar manija 43T – 172 a posición BY‐PASS
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 172
2.8 Abrir los seccionadores 89 ‐ 171 y 89 – 173
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a Condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 ‐ 171 y 89 – 173
3.2 Cerrar interruptor 52 – 172
3.3 Girar manija 43T – 172 a posición NORMAL
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐175
2.2.8 AUTOTRANSFORMADOR ATU 138KV
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 – 1U2 cerrado
1.2 Seccionadores 89 – 1U1 y 89 – 1U3 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
65
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐1U5
2.3 Girar manija 43 – 1U2 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se
apaga la luz amarilla)
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 1U2
2.8 Abrir los seccionadores 89 – 1U1 y 89 – 1U3
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a Condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 – 1U1 y 89 – 1U3
3.2 Cerrar interruptor 52 – 1U2
3.3 Girar manija 43 – 1U2 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐1U5
2.2.9 AUTOTRANSFORMADOR ATT 138KV
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 – 1T2 cerrado
1.2 Seccionadores 89 – 1T1 y 89 – 1T3 cerrados
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
66
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐1T5
2.3 Girar manija 43 – 1T2 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se apaga
la luz amarilla)
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 1T2
2.8 Abrir los seccionadores 89 – 1T1 y 89 – 1T3
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 – 1U1 y 89 – 1U3
3.2Cerrar interruptor 52 – 1U2
3.2 Girar manija 43 – 1U2 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.3 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.4 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.5 Abrir el seccionador 89‐1U5
2.2.10 AUTOTRANSFORMADOR ATR 138KV
1. Condiciones Iniciales
1.1 Interruptor 52 – 1R2 cerrado
1.2 Seccionadores 89 – 1R1 y 89 – 1R3 cerrados
67
1.3 Cuchilla de tierra 89 ‐ 1Ø8 abierta
1.4 Interruptor 52 ‐ 1Ø2 abierto
1.5 Seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3 abiertos
2. Operación Requerida
2.1 Cerrar seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
2.2 Cerrar seccionador 89‐1R5
2.3 Girar manija 43 – 1R2 a posición BY‐PASS (se activa la luz azul y se
apaga la luz amarilla)
2.4 Habilitar el circuito de sincronización girando la perilla 43/SS ‐1Ø2 a
posición de “sincronizar”
2.5 Chequear sincronoscopio
2.6 Cerrar el interruptor 52‐1Ø2 (Se enciende la luz amarilla en el panel
dúplex, la cual da intermitencia de BY‐PASS incompleto).
2.7 Abrir el interruptor 52 – 1R2
2.8 Abrir los seccionadores 89 – 1R1 y 89 – 1R3
2.9 Retornar la llave de sincronización a posición NORMAL
3. Retorno a Condiciones normales
3.1 Cerrar los seccionadores 89 – 1R1 y 89 – 1R3
3.2 Cerrar interruptor 52 – 1R2
3.3 Girar manija 43 – 1R2 a posición NORMAL (se activa la luz amarilla de
intermitencia de BY‐PASS y se apaga la luz azul en el panel dúplex)
3.4 Abrir el interruptor 52‐1Ø2 (se apaga la luz amarilla)
3.5 Abrir los seccionadores 89 ‐ 1Ø1 y 89 ‐ 1Ø3
3.6 Abrir el seccionador 89‐1R5
68
2.3 COMPONENTES UTILIZADOS EN EL SISTEMA ACTUAL DE PROTECCIÓN
DIFERENCIAL DE BARRAS
2.3.1 COMPONENTES DEL ESQUEMA DEL DIFERENCIAL DE BARRAS
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN MARCA TIPO
87 1
Relé monofásico de diferencial de barras de alta impedancia
GEC
FAC‐
14AF111A6
87 1
Relé monofásico de diferencial de barras de alta impedancia
87 1
Relé monofásico de diferencial de barras de alta impedancia
86B‐1
Bobina de operación del relé de disparo de los interruptores
conectados a la barra
GEC
VAJY‐Y12SF2261BA
86B‐X1/1
Bobina de operación del relé de bloqueo al cierre de los interruptores
conectados a la barra – Sección 1
GEC (VAJY12)
86B‐X1/2 (VAJY12)
Bobina de operación del relé de bloqueo al cierre de los interruptores
conectados a la barra – Sección 2
GEC (VAJY12)
10
1 2
21
21
B A
A B
69
CONTACTOS DE DISPARO DE LOS INTERRUPTORES DE LAS POSICIONES DE
LINEA DE TRANSMISIÓN Y DE AUTOTRANSFORMADORES
DISPARO INTERRUPTOR SANTA ELENA – 52‐112
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR ELECTROQUIL – 52‐122
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR TRANSFERENCIA – 52‐1Ø2
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR SALITRAL 2 – 52‐132
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR SALITRAL 1 – 52‐142
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR CEDEGE – 52‐172
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR POLICENTRO 2 – 52‐162
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR POLICENTRO 1 – 52‐152
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR AUTOTRAFO ATU – 52‐1U2
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR AUTOTRAFO ATT – 52‐1T2
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
6 5
24 23
15 16
2 1
4 3
6 5
28 27
20A 20
8 7
13 14
70
DISPARO INTERRUPTOR AUTOTRAFO ATR – 52‐1R2
86B‐1 Contacto del relé de
disparo 86B‐1
BLOQUEO AL CIERRE DE LOS INTERRUPTORES DE LAS POSICIONES DE LINEA Y
DE AUTOTRANSFORMADORES
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR SANTA ELENA – 52‐112
86BX1‐1 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐1
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR ELECTROQUIL – 52‐122
86BX1‐1 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐1
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR SALITRAL 2 – 52‐132
86BX1‐1 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐1
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR SALITRAL 1 – 52‐142
86BX1‐1 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐1
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR ATU – 52‐1U2
86BX1‐1 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐1
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR POLICENTRO 2 – 52‐152
86BX1‐2 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐2
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR POLICENTRO 1– 52‐162
86BX1‐2 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐2
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR CEDEGE – 52‐172
86BX1‐2 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐1
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR ATT – 52‐1T2
86BX1‐2 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐2
7 8
11 12
4 3
6 5
10 9
4 3
6 5
11 12
11 12
25 26
71
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR ATR – 52‐1R2
86BX1‐2 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐2
BLOQUEO AL CIERRE INTERRUPTOR TRANSFERENCIA– 52‐1Ø2
86BX1‐2 Contacto del relé de bloqueo
al cierre 86BX1‐2
2.3.2 COMPONENTES DEL ESQUEMA DEL 50BF (BREAKER FAILURE O FALLA
INTERRUPTOR)
DISPARO INTERRUPTOR SANTA ELENA – 52‐112
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
152TX1
Bobina de operación del relé auxiliar para
energizar el 50BF‐112
# 3
# 3
D1‐A 125Vcd 20A
D1‐A 125Vcd 20A
152TX1
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 50BF‐112
Relé monofásico 50BF
Relé monofásico 50BF
Relé monofásico 50BF
62BF‐112 Bobina de operación del
relé auxiliar para energizar el 62‐112
Contacto del relé auxiliar temporizado al cierre para energizar el
62‐112
62‐112
Bobina del relé auxiliar para energizar el 86B‐1
#11 62‐112
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 86B‐1
F E
A B
A B
F E
A B
K J
A B A B
2 1
1211
A B
A B
72
DISPARO INTERRUPTOR ELECTROQUIL – 52‐122
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
152TX1
Bobina de operación del relé auxiliar para
energizar el 50BF‐122
# 7
# 7
D1‐A 125Vcd 20A
D1‐A 125Vcd 20A
152TX1
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 50BF‐122
Relé monofásico 50BF
Relé monofásico 50BF
Relé monofásico 50BF
62BF/122
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 62‐122
Contacto del relé auxiliar temporizado al cierre para energizar el
62‐122
62‐122
Bobina del relé auxiliar para energizar el 86B‐1
#11 62‐122
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 86B‐1
F E
A B
A B
A B
A B
F E
A B
K J
A B
73
DISPARO INTERRUPTOR SALITRAL 2 – 52‐132
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
94N132 Bobina de operación del
relé auxiliar para energizar el 50BF‐132
# 9
D1‐A 125Vcd 20A
94N132 Contacto del relé
auxiliar para energizar el 50BF‐132
50BF‐132 (CTIG39)
Bobina de operación de falla de breaker 50BF
62BF/1Ø2 Bobina de operación del
relé auxiliar para energizar el 86B‐1
# 11
62BF/1Ø2 Contacto del relé
auxiliar para energizar el 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR SALITRAL 1 – 52‐142
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
94N142 Bobina de operación del
relé auxiliar para energizar el 50BF‐142
# 15
D1‐A 125Vcd 20A
94N142 Contacto del relé
auxiliar para energizar el 50BF‐142
50BF‐142 (CTIG39)
Bobina de operación de falla de breaker 50BF
62BF/1Ø2 Bobina de operación del
relé auxiliar para energizar el 86B‐1
# 11
62BF/1Ø2 Contacto del relé
auxiliar para energizar el 86B‐1
10
1 2
19 20
A B
2B 1
10
1 2
19 20
A B
2B 1
9
9
74
DISPARO INTERRUPTOR POLICENTRO 2 – 52‐152
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
94N152
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 50BF‐152
# 5
D1‐A 125Vcd 20A
94N152 Contacto del relé
auxiliar para energizar el 50BF‐152
50BF‐152 (CTIG39)
Bobina de operación de falla de breaker
50BF
62BF/1Ø2
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 86B‐1
# 11
62BF/1Ø2
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR POLICENTRO 1 – 52‐162
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
94N162
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 50BF‐112
# 8
D1‐A 125Vcd 20A
94N162
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 50BF‐112
50BF‐162 (CTIG39)
Bobina de operación de falla de breaker
50BF
62BF/1Ø2
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 86B‐1
# 11
62BF/1Ø2
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 86B‐1
5
1 2
10 9
A B6
2B 1
5
1 2
10 9
A B6
2B 1
4
4
75
DISPARO INTERRUPTOR CEDEGE – 52‐172
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
152TX1
Bobina de operación del relé auxiliar para
energizar el 50BF‐112
# 5
# 5
D1‐B 125Vcd 20A
D1‐B 125Vcd 20A
152TX1 Contacto del relé
auxiliar para energizar el 50BF‐112
Relé monofásico 50BF
Relé monofásico 50BF
Relé monofásico 50BF
62BF‐172 Bobina de operación del
relé auxiliar para energizar el 62‐172
Contacto del relé auxiliar temporizado al cierre para energizar el
62‐172
62‐172 Bobina del relé auxiliar
para energizar el 86B‐1 #11
62‐172 Contacto del relé
auxiliar para energizar el 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR ATT 138kV – 52‐1T2
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
96T1 Contacto de operación
de la protección mecánica Buchholz
F E
A B
A B
A B
F E
A B
A B
K J
A B
6 5
76
96P1
Contacto de operación de la protección
mecánica de alivio de presión
# 5
# 5
D4 125Vcd 20A
D4 125Vcd 20A
26WH
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados ALTA
26WX
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados MEDIA
26WY
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados BAJA
51 A/B/C/N (CDG13)
Relé de sobrecorriente del autotransformador
87T (GE MTP)
Relé del diferencial de corrientes del
autotransformador
86ATT (VAJY11)
Relé de disparo y bloqueo del
autotransformador
50BF‐1T2 (CTIG39)
Bobina de operación de falla de breaker
50BF
62BF/1Ø2
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 86B‐1
# 11 D1‐A
125Vcd 20A
62BF/1Ø2
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 86B‐1
82 81
7271
7675
80 79
10 9
E4 E3
10 9
A B
1
77
DISPARO INTERRUPTOR ATU 138kV – 52‐1T2
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
96T1 Contacto de operación
de la protección mecánica Buchholz
# 13
D4 125Vcd 20A
96P1
Contacto de operación de la protección
mecánica de alivio de presión
26WH
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados ALTA
26WX
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados MEDIA
26WY
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados BAJA
51 A/B/C/N (CDG13)
Relé de sobrecorriente del autotransformador
87T (GE MTP)
Relé del diferencial de corrientes del
autotransformador
86ATU (VAJY11)
Relé de disparo y bloqueo del
autotransformador
50BF‐1U2 (CTIG39)
Bobina de operación de falla de breaker
50BF
6 5
82 81
7271
7675
80 79
10 9
E4 E3
10 9
10 9
78
62BF/1Ø2
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 86B‐1
# 11 D1‐A
125Vcd 20A
62BF/1Ø2
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 86B‐1
DISPARO INTERRUPTOR ATR 138kV – 52‐1T2
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN CIRCUITO PANEL
96T1 Contacto de operación
de la protección mecánica Buchholz
# 13
D4 125Vcd 20A
96P1
Contacto de operación de la protección
mecánica de alivio de presión
26WH
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados ALTA
26WX
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados MEDIA
26WY
Contacto de operación de la protección mecánica de la temperatura de devanados BAJA
51 A/B/C/N (CDG13)
Relé de sobrecorriente del autotransformador
6 5
82 81
7271
7675
80 79
10 9
A B
2B 1
79
87T (GE MTP)
Relé del diferencial de corrientes del
autotransformador
86ATR (VAJY11)
Relé de disparo y bloqueo del
autotransformador
50BF‐1R2 (CTIG39)
Bobina de operación de falla de breaker
50BF
62BF/1Ø2
Bobina de operación del relé auxiliar para energizar el 86B‐1
# 11 D1‐A
125Vcd 20A
62BF/1Ø2
Contacto del relé auxiliar para energizar
el 86B‐1
2.3.3 ALIMENTACIÓN DE LOS KTC´S A LAS POSICIONES DE 138 kV
POSICIÓN RELACIÓN DE
TC´S CABLE RELÉS QUE ALIMENTA
SANTA ELENA
2000/5A Ajustado: 1200/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
‐21P‐112 ‐21NP‐112 ‐50BF‐112
ELECTROQUIL
2000/5A Ajustado: 1200/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
‐21P‐122 ‐21NP‐122 ‐50BF‐122
SALITRAL 2
2000/5A Ajustado: 800/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
‐50BF‐132 ‐Relé de distancia
fase y tierra ‐Relé de réplica de
la impedancia del neutro
E4 E3
10 9
10 9
A B
2B 1
80
SALITRAL 1
2000/5A Ajustado: 800/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
‐50BF‐142 ‐Relé de distancia
fase y tierra ‐Relé de réplica de
la impedancia del neutro
POLICENTRO 2
2000/5A Ajustado: 1200/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
‐21Z1 ‐21Z2 ‐21NZ1 ‐21NZ2
‐50BF‐152
POLICENTRO 1
2000/5A Ajustado: 1200/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
‐21Z1 ‐21Z2 ‐21NZ1 ‐21NZ2
‐50BF‐162
CEDEGE
2000/5A Ajustado: 1200/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
‐21‐112 ‐21N‐112 ‐50BF‐162
ATT
2000/5A Ajustado: 2000/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
50BF‐1T2 FASE A FASE B FASE C
FALLA A TIERRA
ATU
2000/5A Ajustado: 2000/5A Clase 800
Cable concéntrico
4/8
50BF‐1U2 FASE A FASE B FASE C
FALLA A TIERRA
81
2.3.4 MANIJAS QUE INTERVIENEN EN LA MANIOBRA DE TRANSFERENCIA DE
POSICIONES EN 138 kV
POSICION MANIJA BY‐PASS MANIJA ‐ SINCRONIZACION
SANTA ELENA 43‐112
43/SS‐1Ø2
ELECTROQUIL 43‐122
SALITRAL 2 43‐132
SALITRAL 1 43‐142
POLICENTRO 2 43‐152
POLICENTRO 1 43‐162
CEDEGE 43‐172
ATU 43‐1U2
ATT 43‐1T2
ATR 43‐1R2
2.4 ALARMAS Y SUPERVISIÓN REMOTA DE LA ACTUAL PROTECCIÓN
DIFERENCIAL DE BARRAS
2.4.1 ALARMAS
Los contactos que energizan las alarmas para las fallas por diferencial de barras
o por el esquema del 50BF son los siguientes:
Todas las señales se energizan por el circuito 29 a 125Vcc en el panel D1‐B.
82
DIFERENCIAL DE BARRAS
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
86B‐1
Contacto de la bobina 86B‐1 energizada por el
87B
ESQUEMA DEL 50BF
SANTA ELENA
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
62‐112X
Contacto de la bobina 62‐112X energizada por el
62BF‐112
ELECTROQUIL
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
62‐122X Contacto de la bobina 62‐
122X energizada por el 62BF‐122
SALITRAL 2
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
50BF‐132 Contacto de la bobina
50BF‐132 energizada por el 94N‐132
SALITRAL 1
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
50BF‐142 Contacto de la bobina
50BF‐132 energizada por el 94N‐142
POLICENTRO 2
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
62BFX‐152
Contacto de la bobina 62BFX‐152 energizada
por el 62BF‐152
L M
19 17
L M
2 1
2 1
24 21
83
POLICENTRO 1
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
62BFX‐162 Contacto de la bobina
62BFX‐162 energizada por el 62BF‐162
CEDEGE
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
62‐172X
Contacto de la bobina 62‐172X energizada por el
62BF‐172
ATU 138 kV
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
50BF‐1U2
Contacto de la bobina 50BF‐1U2 energizada por
el 86ATU o falla en 52‐1U2
ATT 138 kV
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
50BF‐1T2
Contacto de la bobina 50BF‐1T2 energizada por
el 86ATT o falla en 52‐1T2
ATR138 kV
ELEMENTOS ESQUEMA DESCRIPCIÓN
50BF‐1R2
Contacto de la bobina 50BF‐1R2 energizada por
el 86ATR o falla en 52‐1R2
2.4.2 SUPERVISIÓN REMOTA
La supervisión remota es realizada por el Centro de Operaciones de
Transelectric (COT), la señal es enviada a través de PLC (power line carrier), la
cual corresponde a señales de alta frecuencia utilizando la misma línea de
24 21
L M
2 1
2 1
2 1
84
transmisión como medio para las telecomunicaciones. Para ello, los Equipos
transmisores/receptores de onda portadora son acoplados a la línea de
transmisión a través de un capacitor (que usualmente es el mismo del divisor
capacitivo de voltaje) y se filtra a la entrada de las señales a la subestación
mediante una trampa de onda. Se debe mencionar que las cuchillas de puesta a
tierra de la línea están ubicadas fuera del enlace de telecomunicaciones por lo
que la puesta a tierra de la línea no le afecta a la transmisión de la alta
frecuencia.
Este sistema tiene el inconveniente de estar expuesto a la interferencia de la
línea de transmisión. En la operación permanente el ruido del efecto corona
causa interferencia; pero, durante las fallas puede ser más crítica la transmisión,
ya que la propia falla puede ser causa de una gran atenuación de la señal. Por
esta razón no se utiliza acoplamientos sencillos (fase‐tierra) sino que se prefiere
acoplamientos redundantes (fase‐fase o mejor terna‐terna).
El sistema de fibra óptica utiliza una fina fibra de vidrio (óxido de silicio y
germanio), la cual tiene una baja atenuación a las ondas de luz que pueden
viajar en su interior, debido a su alto índice de refracción y está rodeado de un
material similar con un índice de refracción menor. De esta manera el cable de
fibra óptica actúa como una guía de onda de la luz introducida por un láser, o
por un diodo emisor de luz (LED).
85
El cable de fibra óptica fue reemplazado en la posición del cable de guarda de la
línea de transmisión, ya que por tratarse de la transmisión de luz es totalmente
inmune a las interferencias electromagnéticas de la línea. Además, los Relés
normalmente están preparados para un acoplamiento directo a la fibra óptica.
Por estas razones, este medio resulta de muy fácil aplicación e integración a la
protección de las líneas de transmisión.
Desde el año 2006 Transelectric comenzó con el tendido de la fibra óptica por
todas las líneas y subestaciones del país, cerrando el anillo eléctrico del Ecuador.
El COT desde su sala de control que se encuentra ubicada en la ciudad de Quito,
puede controlar la operación dando pulsos para la apertura y cierre de los
disyuntores; supervisando el estado de los equipos (interruptores y
seccionadores) y el accionamiento de las alarmas existentes en la subestación.
2.5 CARACTERÍSTICAS DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
Un sistema de protección diferencial de barras debe tener varias características
de comportamiento para que pueda asegurar el cumplimiento de sus funciones.
Las principales son:
2.5.1 SENSIBILIDAD
Es la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. La
mayor sensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de
falla con una situación de no existencia de falla.
86
En el relé 87 diferencial de barras de alta impedancia censa la falla en cada una
de las 3 fases de la barra, las cuales pueden ser fallas no controlables, debido a
fenómenos naturales; o por fallas controlables debido a fallas de equipo de
protección, humanas, acción de terceros o no identificadas.
2.5.2 SELECTIVIDAD
Es la capacidad de detectar una falla dentro de la zona de protección. La mayor
selectividad viene a ser la capacidad de descartar una falla cercana a la zona de
protección.
Existe la detección del esquema del 50BF al producirse una falla de interruptor o
al no haber actuado las protecciones pertinentes, las cuales siguen el esquema
del diferencial de barras.
2.5.3 VELOCIDAD
Es la capacidad de respuesta con el mínimo tiempo. La necesidad de tener una
rápida respuesta está relacionada con la minimización de los daños por causa de
la falla.
2.5.4 FIABILIDAD
Es la capacidad de actuar correctamente cuando sea necesario, aún cuando en
condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias que
puedan perjudicar la capacidad de detección de la falla.
87
2.5.5 SEGURIDAD
Es la capacidad de no actuar cuando no es necesario, aún cuando en
condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias, las cuales
puedan ocasionar errores en la discriminación de la falla dentro de la zona de
protección.
2.5.6 CAPACIDAD DE REGISTRO
Es la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad de
proporcionar datos de las fallas.
El registro actual de las fallas en la Subestación se los lleva a través de dos
métodos, el primero es la anotación a través de una bitácora del operador que
se encuentre en la Subestación y la segunda, la cual está sin funcionar hace años
es el RAF (Registro Automático de Fallas) el cual tomaba las señales a través de
los siguientes contactos auxiliares:
• SANTA ELENA ‐ 152TXP
• ELECTROQUIL – 152TXP
• SALITRAL 2 ‐ 94N132
• SALITRAL 1 ‐ 94N142
• POLICENTRO 2 ‐ 94N152
• POLICENTRO 1 ‐ 94N162
• CEDEGE ‐ 94N172
88
2.6 CRITERIOS DE AJUSTES
2.6.1 CRITERIOS GENERALES DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES
La coordinación de las protecciones consiste en definir las divisiones de tiempo
necesarias para la operación debidamente priorizada del sistema de protección
con la finalidad que su actuación sea en el mínimo tiempo posible. En tal
sentido, se requiere considerar las coordinaciones entre la(s) protección(es)
principal(es) y la protección de falla de interruptor, así como con la protección
de respaldo.
2.6.1.1 PROTECCIONES PRINCIPALES Y PROTECCIÓN DE RESPALDO
Para determinar la coordinación con la protección de respaldo se debe
considerar la secuencia de eventos mostrada en la figura 18 que se detalla a
continuación:
1. Al producirse una falla se inicia la actuación de la protección principal que
tiene un tiempo de actuación mínimo (tR), sin ningún retraso adicional, que
termina dando una orden de apertura al Interruptor
2. La falla se extingue después de la operación de apertura de la corriente de
falla por parte del interruptor que tiene un tiempo de operación (t52).
3. Si la falla no se extingue, la protección de respaldo debe actuar, para lo cual
se debe considerar un margen previo. En este margen se debe incluir el tiempo
de reposición del relé (tr) más un adicional (tM) después del cual se envía un
orden de apertura al interruptor.
89
4. La falla será extinguida por la protección de respaldo después del tiempo de
apertura del interruptor (t52)
De acuerdo a lo expuesto, el tiempo de ajuste de la protección de respaldo (tPR)
vendrá dado por la siguiente expresión
tPR= tR + t52 + tr + tM
Los valores usuales para la los tiempos antes mencionados están indicados en la
tabla 1.
Tabla 1 ‐ Tiempos para coordinación de los relés
Relés Tiempo del
relé tR Reposición del relé tr
Margen de operación tM
Electro mecánicos
Ciclos 4 8 8
Milisegundos 67 133 133
90
Fig. 18 Coordinación protección Principal y de respaldo
91
2.6.1.2 PROTECCIONES PRINCIPALES Y PROTECCIÓN FALLA DE INTERRUPTOR
La protección de falla de interruptor debe ser coordinada para una actuación
con anticipación a las protecciones de respaldo.
Para determinar la coordinación con la protección de falla de interruptor se
debe considerar la secuencia de eventos mostrada en la figura 19 que se detalla
a continuación:
1. Al producirse una falla se inicia la actuación de la protección principal que
tiene un tiempo de actuación mínimo (tR), sin ningún retraso adicional, que
termina dando una orden de apertura al Interruptor
2. La falla se extingue después de la operación de apertura de la corriente de
falla por parte del interruptor que tiene un tiempo de operación (t52).
3. Si la falla no se extingue, la protección de falla de interruptor debe actuar en
su primera etapa para efectuar una reiteración del disparo a ambas bobinas del
interruptor, para lo cual se debe considerar un margen previo. En este margen
se debe incluir el tiempo de reposición del relé (tr) más un adicional (tM) y el
tiempo del relé auxiliar (tX) que envía la reiteración de apertura al interruptor.
4. Si la falla no es extinguida en esta primera etapa de la protección de falla de
interruptor, se inicia la segunda etapa para efectuar la apertura de todos los
interruptores vecinos que deben despejar la falla. Nuevamente es necesario
considerar un margen que incluya la reposición de la protección (tr) un tiempo
adicional (tM) y el tiempo de los relés auxiliares de disparo (tX).
92
5. La falla será extinguida por la protección de falla de interruptor después del
tiempo de la apertura de los interruptores no fallados (t52).
De acuerdo a lo expuesto, los tiempos de ajuste de la protección de falla de
interruptor en cada etapa (tBF1) y (tBF2) son:
TBF1 = tR + t52 + tr + tM + tX1
tBF 2= tBF1 + t52 + tr + tM +tX2
93
Fig. 19 Coordinación protección principal y protección falla interruptor
94
2.6.2 TIEMPO DE OPERACIÓN DE LOS INTERRUPTORES
Los tiempos de operación de los interruptores dependen de su tecnología. Los
interruptores antiguos en aceite tenían tiempos de 5 y hasta 8 ciclos; sin
embargo, los modernos equipos tienen los tiempos que se indican en la tabla
siguiente:
Tabla 2. Tiempos de operación de los interruptores
Nivel de Tensión Tensiones Tiempos de Interrupción
Alta Tensión 245 kV ‐ 145 Kv 3 ciclos = 50 ms
En función de los tiempos indicados, se puede establecer el escalonamiento de
tiempos que se indica en las tablas 3 y 4
TABLA 3 Escalonamiento de tiempos para la coordinación de la protección
(ciclos) Protección Falla de Interruptor
RELE
Interruptor
ciclos
Protección Principal
Protección de
Respaldo sin BF
BF1 BF2
Protección de
Respaldo con BF
ELECTRO MECANICO
3 7 15 15 15 26
95
TABLA 4 Escalonamiento de tiempos para la coordinación de la protección
(milisegundos) Protección Falla de Interruptor
RELE
Interruptor
(ms)
Protección Principal
Protección de
Respaldo sin BF
BF1 BF2
Protección de
Respaldo con BF
ELECTRO MECANICO
50 117 250 250 250 433
2.6.3 AJUSTES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
2.6.3.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL
El ajuste de la protección diferencial de barras debe ser como sigue:
Corriente diferencial
a) Menor que la mínima corriente de cortocircuito.
b) Mayor que la máxima corriente de carga de cualquiera de los circuitos
conectados a la barra.
Estabilidad
La máxima corriente de falla externa en cualquiera de los circuitos no debe
provocar la operación del relé, aun en la condición de saturación de los
transformadores de corriente.
96
2.6.3.2 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DEL ACOPLADOR DE BARRAS
La protección de sobrecorriente del acoplador debe provocar la apertura del
acoplamiento antes de la operación de las protecciones de respaldo remoto,
tales como las segundas zonas de la protección de distancia.
El ajuste de la protección de sobrecorriente del acoplador debe ser efectuado
con una característica de tiempo definido de acuerdo a lo siguiente:
Corriente de arranque: Para detectar las fallas hasta en el 50% de los circuitos
conectados a la barra
Ajuste de tiempo: 30 ms
2.6.3.3 PROTECCIÓN DE FALLA DE INTERRUPTOR
Configuraciones de barra simple y doble barra
La protección de falla de interruptor debe operar con dos temporizaciones que
son:
1. Para la reiteración del disparo al propio interruptor 50 ms
2. Para la apertura de los demás interruptores conectados
a la barra donde está conectado el interruptor fallado
250ms
El esquema del disparo es similar al empleado por las protecciones de barra; por
tal motivo, en la práctica se utiliza esta protección asociada a la protección de
barras.
La protección falla de interruptor debe dar orden de apertura a todos los
interruptores en la vecindad del interruptor fallado, de manera de eliminar la
97
falla. En consecuencia, si un interruptor fallado está asociado a un
transformador, se debe dar orden de apertura al interruptor del otro extremo
del transformador con la finalidad de eliminar la posible alimentación a la falla a
través del transformador. En caso se tenga un interruptor al otro extremo de
una línea de transmisión, no es necesario enviar orden de apertura, ya que la
actuación de la protección del extremo remoto efectúa esta función, tal es el
caso de la protección de la línea, en primera zona o en segunda zona.
2.7 INTERFAZ HOMBRE/MÁQUINA
En el sistema actual la operación de la Subestación Pascuales está a cargo de 8
tecnólogos en cuatro turnos rotativos diferentes, 2 tecnólogos por cada turno,
los cuales están bajo la supervisión de un Ingeniero de planta de Transelectric.
Los operadores no tienen una interfaz directa hombre/máquina con una
computadora, debido a que el sistema actual es a base de switcheos de
apertura y cierre de seccionadores, interruptores, reactores, energización y
desenergización de los autotransformadores; se llevan los datos a través de una
bitácora en un cuadro de Excel, en donde anotan los datos de voltaje, corriente
y potencia de cada una de las posiciones de la subestación, así también el
detalle de las alarmas que han sido operadas.
98
Fig. 20 Sala de control S/E Pascuales
99
3.1 DESCRIPCIÓN DEL NUEVO SISTEMA DE PROTECCION DIFERENCIAL DE
BARRAS DISTRIBUIDA DEL PATIO DE 138kV
Transelectric a través del área de estudios de Ingeniería en el año 2006,
encontró la necesidad de modernizar el funcionamiento y la filosofía del sistema
de automatización y protección para las Subestaciones “Milagro”, “Shoray”,
“Pascuales”, “Salitral” y “Sinincay” a través del proyecto ST5.
El sistema de automatización fue elaborado por SIEMENS, basado en el sistema
SICAM PAS para el Nivel 2(Comunicaciones) y el sistema SIPROTEC 4 para el
Nivel 1, conformando un sistema modular y abierto, cumpliendo tareas
específicas de control y protección de sistemas de potencia.
El sistema cumple con las tareas de:
• Adquisición y distribución de la información en tiempo real
• Señalización local (Nivel 1 y Nivel 2) y remota (Nivel 3)
• Supervisión
• Automatización
• Control local y remoto
• Control con enclavamientos
• Control bajo secuencias de mando
• Conexión centralizada mediante protocolos estándar(configuración
Maestro/Esclavo) con equipos de protección, controladores de campo
y estaciones esclavas
• Conexión descentralizada mediante protocolos estándar
(cliente/servidor) con equipos de protección y controladores de campo
• Registro y archivo de la información del proceso
100
• Integración a otros sistemas mediante la plataforma OPC (Sistema
abierto)
Por el diseño modular, el sistema de automatización es escalable y expandible
en la medida que se puede implementar en un rango amplio de tipos y tamaños
de subestaciones con diferentes aplicaciones y requerimientos.
Por el diseño abierto, el sistema es flexible y migrable, utilizando estándares
industriales aptos para el manejo de la información, permitiendo soluciones
específicas para cada proyecto, permitiendo la utilización de sistemas de otros
proyectos.
En el proyecto de modernización de la Subestación Pascuales, se construyó tres
casetas para los diferentes niveles de voltaje que posee la subestación, en su
interior se encuentran celdas que contienen los IED´S pertinentes de cada una
de las posiciones de línea o de autotransformadores de cada nivel de voltaje, así
como también las celdas de servicios auxiliares.
3.1.1 DESCRIPCIÓN DEL SICAM PAS
El sistema de automatización está conformado por un software denominado
SICAM PAS “Full Server” que contiene la base datos relacionada en tiempo real
y realiza las funciones de interfaz de datos (Gateway de datos y
comunicaciones).
Para ampliar la capacidad de puntos de interfaz del sistema, se requiere
distribuir en varios equipos el proceso de interfaz de datos, el SICAM PAS posee
101
un componente denominado procesador de interfaz de equipos o SICAM PAS
“DIP´S”. EL SICAM PAS utiliza una sola base de datos relacional en la cual está
incluida en el SICAM PAS “Full Server”, en cambio los SICAM PAS “DIP´S” no
poseen bases de datos.
Al computador en que se instala el software del sistema SICAM PAS “Full
Server” o “DIP” se le denomina SICAM SU o Station Unit.
Fig. 21 SICAM PAS “FULL SERVER” – SICAM PAS “DIP”
Los módulos del paquete básico del sistema SICAM PAS son:
COMPONENTE CONTENIDO EN
Sistema de distribución de datos en tiempo real DSI
Full Server
Base de datos Sybase SQL Full Server
SICAM PAS UI – Operation Full Server y DIP
SCADA – Value – Viewer Full Server y DIP
OPC Server Full Server y DIP
Feature Enabler Full Server y DIP
SICAM PAS “Full Server”
SICAM PAS “Full Server”
SICAM PAS “DIP”
102
3.1.2 DESCRIPCIÓN DEL SICAM PAS CC
El sistema SICAM PAS CC está relacionado con la interfaz de usuario IU de Nivel
2 y sus módulos, los cuales se ejecutan sobre la plataforma SIMATIC WinCC,
ofreciendo paquetes estándares para la representación gráfica, registro y
almacenamiento de datos.
Los módulos estándares de sistema SICAM PASS CC son:
• SICAM PAS Wizard
• SICAM PAS librería de Símbolos
• Industrial X‐Controls
• SICAM PASS CC lista de Eventos y Alarmas
3.1.3 DESCRIPCIÓN DE SIPROTEC 4
Los equipos SIPROTEC 4 son especialmente diseñados para la protección y el
control de los sistemas de media y alta tensión en el área de generación,
transmisión y distribución de energía, elaborados con tecnología de punta,
pertenecientes a la serie de equipos numéricos innovadores de SIEMENS.
Su procesamiento de señales es totalmente numérico, ofreciendo alta precisión
y consistencia a largo plazo para las medidas y un manejo confiable de
armónicos y transitorios.
Trabajan a través de técnicas internas de filtrado digital y estabilización
dinámica de los valores medidos, asegurando un alto grado de seguridad en la
103
determinación de las respuestas de protección. Los errores de los equipos son
reconocidos e indicados debido a las rutinas de autosupervisión.
Las funciones de protección y control son seleccionadas de forma separada o de
forma integrada de acuerdo a las filosofía de protección y control de la
Subestación.
Las opciones de los equipos SIPROTEC 4 son:
• Funciones de protección y control en equipos independientes
• Equipos de protección que proveen la capacidad de controlar el
interruptor de un campo, por medio de una interfaz gráfica.
• Equipos de protección y control de varios equipos de maniobra por
campos integrados.
Los equipos SIPROTEC son iguales en sus características generales como:
• Uniformidad en el diseño
• Uniformidad en la estructura de hardware
• Mismo software
• Uniformidad en el método de conexionado
Se diferencian dependiendo de las aplicaciones de acuerdo al:
• Principio de protección (Distancia, Diferencial, Sobrecorriente, etc)
• Elemento a proteger (Línea, Transformador, Generador, Motor)
• Tipo de Montaje
• Bloques de funciones estándar para tareas individuales tales como
recierre automático, comparación de señales, localizador de falla,
registrador de fallas, etc.
104
Dependiendo de las funciones y del número de salidas y entradas requeridas,
los equipos de control y protección se suministran en cajas con anchos de 1/6,
1/3, ½ y 1/1 del sistema de 19” pulgadas, con despliegue de cristal líquido de
cuatro líneas, cuatro teclas funcionales frontales, programable libremente, 7 ó
14 LED´s programables libremente, 2 LED´s indicando el estado del equipo, y
selectores de dos posiciones con llave para el manejo del funcionamiento
interno del equipo.
Fig. 22 Equipos SIPROTEC
Los equipos poseen una interfaz frontal para acceder mediante un computador
con el software DIGSI 4.6 y realizar una parametrización local; y una interfaz
posterior para la conexión a un sistema de sincronización de tiempo. Cuentan
con una o varias interfaces de servicio y una interfaz de sistema independientes
entre sí.
105
Las interfaces de servicio interconectan los equipos con sistema de gestión de
protecciones, equipos de control, teleprotección, unidades externas para la
lectura de temperatura o medidas análogas de 0‐20mA.
Los interfaces de sistema sirven para interconectar los equipos a un sistema de
control y supervisión mediante un protocolo definido de comunicaciones.
3.2 DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DEL NUEVO SISTEMA DE
PROTECCION DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDA DEL PATIO DE
138kV
3.2.1 MODOS DE OPERACIÓN
La Subestación Pascuales cuenta con cuatro niveles jerárquicos de operación.
• Nivel 0: Patio
• Nivel 1: Controlador de Campo
• Nivel 2: Estación de operación IU
• Nivel 3: Centro de Control
Se establece que si un nivel jerárquico está habilitado para operación, los
niveles superiores a éste se encontrarán bloqueados para ello. De esta forma, si
el nivel 0 se encuentra habilitado, no se podrá operar desde los niveles 1, 2, 3;
de tal forma, si se encuentra habilitado el nivel 1 no se podrá operar desde los
nivel 2 y 3.
106
3.2.1.1NIVEL 0 (PATIO)
Este nivel corresponde al mando desde los gabinetes de control de cada
interruptor y seccionador en el patio de la subestación, y para los servicios
auxiliares desde sus propios gabinetes; el cual es seleccionado desde los
selectores LOCAL/REMOTO que ese encuentran en los gabinetes de control en
el patio de cada equipo (Interruptor, Seccionador, Servicios Auxiliares)
Para el cambiador de tomas se tendrá directamente mando desde los
mecanismos de operación ubicados en cada una de las unidades en el patio de
la subestación, donde se encuentra un selector LOCAL/REMOTO que permite
seleccionar este nivel de control.
Los estados posibles de los selectores son:
• LOCAL: Control de los equipos en patio a través de los pulsadores
ubicados en el gabinete de control de cada equipo, los cuales son
independientes del sistema de control. Para la operación de
interruptores desde el patio se cableó las posiciones de los
seccionadores adyacentes, de forma que solo se pueda cerrar el
interruptor si los seccionadores están abiertos (este nivel debe ser
usado exclusivamente para mantenimiento)
• REMOTO: Operación de los siguientes modos:
- Nivel 1 (Controlador de Campo)
- Nivel 2 (Estación de operación IU)
- Nivel 3 (Centro de Control CSM)
107
3.2.1.2 NIVEL 1 (CONTROLADOR DE CAMPO)
Para el mando de los equipos de maniobra esta subestación cuenta la operación
desde el frontal del control de campo.
El controlador de campo posee dos selectores de llave ubicados en su panel
frontal.
Selector LOCAL/REMOTO y selector Sin‐Enclavamientos/Con‐Enclavamientos.
Las posiciones del Selector LOCAL/REMOTO son:
• LOCAL: Operación desde el panel frontal del controlador de campo
• REMOTO:
- Operación desde el Nivel 2 (Estación de operación IU)
- Operación desde el Nivel 3 (Centro de control)
La posición del selector Sin‐Enclavamientos/Con‐Enclavamientos sólo tiene
relevancia cuando el selector LOCAL/REMOTO se encuentra en posición LOCAL y
no afecta el funcionamiento cuando el selector se encuentra en REMOTO. Las
posiciones son:
• Sin Enclavamiento: el mando originado localmente se efectúa sin
realizar verificación de enclavamientos. La verificación de sincronismo
no es afectada por este selector y es efectuada independientemente de
la posición en la cual se encuentre. En esta posición no puede ser
retirada la llave.
108
• Con Enclavamientos: todos los mandos son liberados después de que
han sido verificados los enclavamientos correspondientes.
3.2.1.3 NIVEL 2 (ESTACIÓN DE OPERACIÓN IU)
Este nivel corresponde al mando desde la estación de operario IU del sistema de
automatización. En estas estaciones se programa en los despliegues del sistema
un botón de opciones excluyentes entre sí para la selección del nivel de
operación:
• LOCAL: Operación desde la estación de operación
• REMOTO: Operación desde el Nivel 3 (Centro de control)
3.2.1.4 NIVEL 3 (CENTRO DE CONTROL CENACE – COT)
Se habilita cuando el Nivel 0, Nivel 1 y la estación de Nivel 2 se encuentren en
Remoto. Permite la operación desde el centro de control a través de la interfaz
de telecontrol con protocolo IEC60870‐5‐101 configurada en la SICAM SU.
3.3 PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE CONTROL
En este numeral se describen los principios básicos de funcionamiento del
sistema de automatización.
109
3.3.1 GENERALIDADES NIVEL 1
El sistema de control de Nivel 1 para la subestación Pascuales está conformado
por controladores de campo 6MD662 y 6MD663 pertenecientes a la serie de
equipos numéricos de la familia SIPROTEC 4 de SIEMENS, de tecnología de
punta, especialmente diseñados para la protección y el control de los sistemas
de media y alta tensión en el área de generación, transmisión y distribución de
energía.
3.3.2 COMPONENTES DE HARDWARE
3.3.2.1 CONTROLADOR DE CAMPO 6MD662 Y 6MD663.
El controlador de campo 6MD662 tiene capacidad para 35 entradas binarias, 22
salidas de relé (de 1 polo), 3 entradas de corriente, 4 entradas de tensión y 2
entradas de transductor (0…20mA). El controlador de campo 6MD663 tiene
capacidad para 50 entradas binarias, 32 salidas de relé, 3 entradas de corriente
y 3 entradas de tensión y 2 entradas de transductor (0…20mA). Los
controladores poseen interfaz gráfica de cristal líquido y teclado de operación
en el panel frontal de la unidad. Se comunican con el sistema bajo un esquema
cliente/servidor, donde el controlador de campo posee ambos roles.
3.3.2.2 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES
• Adquisición de datos. A los controladores son cableados los contactos
auxiliares, las bobinas de disparo y las señales de TP’s y TC’s que vienen de
110
patio, sin la necesidad de utilizar transductores de medida.
Las unidades son independientes una de otra y su operación no se afecta
por cualquier falla ocurrida en el Nivel 2 o en cualquier otro campo. Los
controladores de campo recogen constantemente información y llevan a
cabo el pre procesamiento de los estados, alarmas y valores análogos de
los equipos de patio. La información pre procesada se transmite al SICAM
SU para el posterior procesamiento y transmisión al centro de control y
estación de operación IU de Nivel 2.
• Emisión de Comandos. Los controladores permiten la salida de comandos
dados por el operador del centro de control, estación de operación IU de
Nivel 2 y localmente desde el teclado en el propio controlador de campo.
Para que el comando se ejecute se verifican primero en el equipo los
enclavamientos programados para la operación deseada. Solo si se
cumplen estos enclavamientos el mando es realizado.
• Puerto de comunicación con el sistema. Los controladores de campo
cuentan con dos puertos de comunicación Ethernet 100BaseFX Full
Dúplex (esquema redundante) para la conexión a la red LAN de la
subestación. El protocolo de comunicación utilizado por los controladores
de campo para la integración al sistema de control es el IEC61850. Los
controladores actúan como servidores en esta red en la medida que
ponen a disposición su base de datos con la información procesada
111
adquirida y actúan como clientes en la medida en que solicitan
información de otros controladores de campo o IED’s. La red LAN de la
subestación se utiliza adicionalmente para hacer la sincronización de
tiempo y gestión centralizada de los controladores de campo e IED’s
SIPROTEC 4 en general.
• Buffer de datos. Se cuenta con un buffer local de eventos en cada
controlador de campo. Este buffer es tipo FIFO, y almacena los últimos 200
eventos. Los datos adquiridos son enviados inmediatamente al sistema de
control numérico SICAM PAS, en donde pueden almacenarse en mayor
cantidad. El buffer puede ser consultado en cualquier momento a través
del panel frontal del controlador. Allí se pueden consultar los últimos 200
eventos con una resolución de 1ms.
• Comunicación entre controladores. Los controladores de campo
comparten información predeterminada entre un controlador y otro, por
ejemplo información relevante para los enclavamientos y secuencias. La
comunicación entre equipos se hace a través de la red LAN Ethernet del
sistema utilizando el protocolo IEC61850, en particular utilizando el
servicio de comunicación GOOSE mediante el cual es posible transmitir
con prioridad en formato multicast la información relacionada a los
enclavamientos y secuencias.
112
3.3.2.3 TAREAS
Las tareas generales cubren los siguientes aspectos:
• Liberación de comandos
• Adquisición de eventos con una resolución de 1 ms; por ejemplo:
estados provenientes de los relés auxiliares, alarmas provenientes
directamente de la subestación como presión de gas y alarmas
provenientes de los relés de protección que no cuentan con
interfaz serial.
• Recepción de valores análogos y de energía.
• Seguimiento a la ejecución de un comando; por ejemplo: tiempo de
operación del interruptor.
• Pre‐procesamiento de la información, tal como filtrado,
supervisión de límites de valores análogos.
• Despliegue de valores análogos e información de estados de
equipos.
• Comunicación con servidores de la red IEC61850.
• Comunicación con clientes de la red IEC61850.
• Rutinas de auto‐interrogación.
• Cálculo de valores de medida derivados; por ejemplo: potencia
activa y potencia reactiva, factor de potencia, frecuencia.
• Enclavamientos del campo
• Capacidad de operación independiente del Nivel 2.
• Almacenamiento de los últimos 200 eventos y alarmas con estampa
de tiempo.
113
3.3.2.4 COMPONENTES
Los controladores están provistos con:
• Entradas de CT y PT
• Entradas de transductor (0…20mA)
• Interfaz serial frontal para comunicación con el DIGSI4,
• Interfaz de sistema, conformada por dos puertos Ethernet
100BaseFX Full Duplex
• Panel frontal de operación como se muestra en la figura 23.
Fig. 23 Controladores de campo
Detalle de los relés
1) Tecla MENU: Abre el menú principal
2) Display LCD para la representación del diagrama unifilar de una celda,
valores análogos, mensajes de alarma, entre otros.
3) Teclas de navegación: Sirven para navegar en los menús y sobre el mímico
de control.
4) Teclas de Control: Sirven para la ejecución de comandos sobre equipos
de maniobra
114
5) Teclas Numéricas: Usadas para entrar valores numéricos
6) Teclas funcionales: Libremente parametrizables para desempeñar
diferentes funciones. Por lo general F1 se emplea para mostrar la lista de
eventos. F2 se emplea para mostrar la lista de valores análogos. F3 se usa
para mostrar ventana de alarmas presentes en los BCU 6MD66 y no tiene
función asignada en las unidades 6MD63, y F4 no tiene función asignada.
7) Tecla CTRL: Debe ser presionada para acceder el mímico del campo. Pueden
tenerse hasta 10 despliegues por unidad de celda.
8) Selectores: Local/Remoto (S5) y Operación con enclavamientos/sin
enclavamientos (S1).
9) Conector DB9 para conexión con PC
10) Reset LED’s: Usado para prueba de led’s y para resetear los led’s y
comandos memorizados
11) LED’s: 14 LED’s parametrizables empleados para mostrar
información del equipo y/o celda.
12) LED’s de estado: Muestran el estado “RUN” o “ERROR” de la unidad
Los símbolos mostrados en el display de LCD son mostrados en negro, ya que
estos displays no cuentan con posibilidad de colores.
3.3.2.5 OPERACIÓN LOCAL
La operación local es muy sencilla de realizar a través del panel de control
siguiendo el procedimiento descrito a continuación:
• Colocar el selector S5 en Local.
• Oprimir la tecla CTRL para visualizar el diagrama de control de celda
• Seleccionar el equipo sobre el cual se desea realizar la maniobra por
medio de las teclas de navegación
115
• Seleccionar la maniobra a realizar (Apertura o Cierre) por medio de las
teclas dispuestas para tal fin. El equipo seleccionado debe entonces
mostrar en forma intermitente el estado al cual llegará después de la
operación.
• Confirmar la maniobra con la tecla ENTER para completar la ejecución.
En este punto se puede cancelar la maniobra oprimiendo la tecla ESC.
Después de realizada la maniobra se debe observar el nuevo estado en el
despliegue de control así como la confirmación del comando ejecutado con
éxito en la línea inferior del despliegue.
3.3.2.6 SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO
El tiempo de todos los IED’s de la subestación debe ser sincronizado según el
sistema GPS, de forma que al realizar el análisis de eventos la secuencia de los
mismos sea consistente (precisión de +/‐ 1 ms), independiente del IED del cual
se esté tomando la información.
Los IED’s SIPROTEC pueden ser sincronizados por diferentes métodos:
• A través del protocolo SNTP
• A través del protocolo IEC‐870‐5‐103
• Vía el puerto para sincronización externa (DCF77 ó IRIG B)
• Por un impulso por minuto a través de una entrada binaria.
Para los controladores de campo así como todos los IED’s conectados a la red
LAN de la subestación se utilizará el protocolo SNTP para la sincronización del
tiempo de los equipos.
116
El origen será un reloj maestro receptor de señales GPS Hopf el cual cuenta con
una antena receptora de la señal de los satélites. El reloj maestro mediante una
tarjeta de red LAN Ethernet 100BaseTX presta el servicio de Servidor SNTP
(Simple Network Time Protocol) para la sincronización de tiempo de los clientes
(SICAM SU, Estaciones de Interfaz de Usuario, Controladores de Campo e IED de
protección) a través de la red LAN Ethernet de la subestación (puerto de
sistema de los equipos SIPROTEC 4).
3.3.3 COMPONENTES DE SOFTWARE
3.3.3.1 DIGSI 4
El programa DIGSI 4 es el programa básico para configuración de los
controladores de campo y de los relés de protección SIPROTEC 4.
Desde este programa se configuran las entradas y salidas de estos IED’s, los
despliegues de los mismos (en caso de tenerlos), los enclavamientos a ser
tenidos en cuenta desde la operación de nivel 1, las secuencias, se
activan/desactivan las funciones de protección disponibles, etc. La conexión del
DIGSI a los IED’s y controladores de campo se puede realizar de las siguientes
maneras:
• En forma local, mediante conexión serial directa entre un computador
con DIGSI y el puerto frontal del relé de protección o controlador de
campo.
117
• En forma local centralizada, mediante el computador de gestión local
instalado en la red LAN de la subestación.
• En forma remota, a través del sistema de gestión remoto. (Enlace
remoto con el computador local de gestión de la subestación, a través
del servicio Remote Desktop de Windows XP).
FIG. 24 Módulo Device configuration del DIGSI
• La norma IEC61850 define unos procedimientos y un formato de
archivos para la parametrización de los controladores de campo e
IED’s, y poder así asegurar la interoperabilidad de equipos de
diferentes fabricantes sobre una misma red. El software DIGSI cumple
Siprotecdevicelibrary
Devicedescription
Manufacturer X
System description
Deviceconfiguration
Manufacturer X
System configuration
Deviceconfiguration
SIPROTEC
Basic data
Station controller
118
con este esquema de programación y genera los archivos
estandarizados (ICD, SCD y CID) en formato (XML) según lo solicitado
por la norma.
El módulo Device Configuration del DIGSI lee los archivos con la descripción
típica de los IED’s y controladores de campo. Para los equipos SIPROTEC 4, estos
archivos se toman de la librería incluida en el DIGSI, para equipos de otros
fabricantes, se toman los archivos de descripción típica en formato XML
proporcionado por el fabricante del equipo.
El módulo Device Configuration permite crear los ajustes particulares sobre
cada equipo SIPROTEC 4, (para los equipos de otros fabricantes, este módulo
solo configura las opciones de datos que el IED va a compartir o leer de la red
IEC61850, la programación de las funciones específicas del equipo deben ser
parametrizadas con el software del fabricante). El módulo Device Configurator
crea los archivos ICD (IED Configuration Description) los cuales contienen los
datos específicos de cada IED que participa en la red. Este archivo es leído por la
aplicación de configuración de sistema, para el caso SIEMENS, esta aplicación
está formada por un módulo del DIGSI denominado System Configurator. Esta
aplicación crea los parámetros completos de comunicación del sistema y genera
un archivo en formato estándar (XML) denominado SCD (System Configuration
Description) este archivo es requerido por las aplicaciones de cada fabricante
para cargar los ajustes de conectividad a cada IED. En el caso SIEMENS, el
119
software DIGSI toma este archivo automáticamente y descarga los ajustes a los
IED’s y Controladores de Campo. El sistema SICAM PAS toma el archivo SCD
para cargar y configurar la base de datos del sistema de forma directa.
3.3.3.2 ADQUISICIÓN DE DATOS Y COMANDOS
El sistema de automatización interactúa con el proceso a través de los
controladores de campo y de los relés de protección. Bajo una estructura
cliente / servidor estos equipos comparten y solicitan la información del
proceso.
Los tipos de señales manejados son:
• Indicación sencilla (SP): Tiene sentido en los valores ON y OFF. Su
adquisición se realiza a través de una entrada binaria.
• Indicación sencilla transitoria (SP_F): Solo tiene sentido en el valor
ON. Su adquisición se realiza a través de una entrada binaria.
• Indicación doble (DP): Su adquisición se realiza a través de dos
entradas binarias.
• Indicación binaria (BP8) de 8 bits
• Valor análogo (MC_NC): Punto flotante.
• Valor análogo (MC_NA): Normalizado.
• Valor análogo (MVMV): Valores de energía.
• Indicación sencilla (IntSP): Tiene sentido en los valores ON y OFF.
Es generada internamente por el equipo, a través de las funciones
CFC’s.
120
• Comando simple: Puede ser con retroaviso (CF_S) o sin retroaviso
(C_S)
• Comando doble: Puede ser con retroaviso (CF_D2) o sin retroaviso
(C_D2)
• Comando doble con contactos dobles: Puede ser con retroaviso
(CF_D4) o sin retroaviso (C_D4)
• Comando lógico para cambio de una indicación sencilla (SP_PER).
Por ejemplo, para habilitar o deshabilitar el telecontrol de un
campo.
Las señales digitales son adquiridas mediante los módulos de entradas digitales
incluidos en los controladores de campo e IED’s de protección. Estas señales
binarias llevan una marcación desde origen (es decir el equipo que las adquiere
es el encargado de hacer la marcación) de la fecha y hora de la ocurrencia de
cada evento con resolución de 1 ms y una precisión de +/‐ 1ms. La base de
tiempo utilizada para la sincronización de tiempo es el sistema SNTP descrito
anteriormente. Para las señales dobles (DP) el sistema verifica el estado
complementario de estas señales para establecer la validez de la posición de los
equipos.
La adquisición de las variables eléctricas se hace directamente conectando los
transformadores de tensión y corriente al controlador de campo y relés de
protección. El equipo realiza las funciones de verificación, filtro, ajuste de escala
y conversión a unidades de ingeniería, además de generar alarmas por violación
121
de límites ajustables (alto, muy alto, bajo, muy bajo). Adicionalmente los
controladores de campo poseen módulos de entradas análogas para la
adquisición de señales de corriente de hasta 20mA y los relés de protección
poseen interfaces de comunicaciones serial (RS485) para la comunicación con
un módulo concentrador de señales de temperatura procedentes de sondas
tipo PT100.
Los comandos generados por el sistema de automatización son emitidos al
proceso mediante módulos de salidas digitales que poseen tanto los
controladores de campo como los relés. El sistema utiliza en sus interfaces de
usuario de los niveles 1 y 2 el procedimiento de “seleccionar antes de operar”
para dar las ordenes hacia el proceso y reporta al operador sobre los comandos
ejecutados las siguientes funciones de supervisión:
• Verificación de la validez del origen del comando según el nivel de
control seleccionado.
• Retro aviso de la ejecución positiva o negativa de los
comandos
• Registro de ejecución de comandos en la base de datos histórica del
sistema.
3.3.4 ENCLAVAMIENTOS
Esta función evalúa el estado (abierto/cerrado) de todos los equipos de
maniobra involucrados en cada operación, así como otras condiciones.
122
Una vez que se cumplen las condiciones de operación, se habilita la emisión del
comando correspondiente proveniente de los niveles 1, 2 o 3.
En el IU de la estación de operación se tiene un despliegue donde se muestra
gráficamente con compuertas lógicas y mediante animación en colores las
condiciones de enclavamientos para cada equipo y maniobra. De igual forma se
genera una alarma cuando se intenta dar un comando sin que se hayan
cumplido las condiciones dadas.
Las funciones de enclavamiento se hacen a Nivel 1 utilizando las características
de programación y comunicación que tienen los controladores de campo y los
IED’s de protección. Cada controlador de campo adquiere en tiempo real a
través de la red LAN de la subestación toda la información de otros
controladores de campo, IED’s de protección y SICAM SU que requiera para
evaluar la función de enclavamientos. Este tipo de información es enviado a
través de la red LAN mediante un servicio del protocolo IEC 61850, denominado
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event), el cual utiliza una
característica de la red Ethernet para enviar telegramas con prioridad. Con esto
se logra la transmisión efectiva en tiempo real de información de
enclavamientos aún en condiciones de congestión en la red. En el caso que un
controlador no pueda evaluar la función de enclavamientos para una maniobra
debido a una falla en las comunicaciones o por encontrarse fuera de servicio
algún elemento que tenga información sobre una condición del enclavamiento
123
para la maniobra, el mando sobre el equipo es inhabilitado por el controlador
de campo.
3.3.5 COMUNICACIONES
Los controladores de campo se integran directamente a la red LAN redundante
(conexión en anillo) de la subestación mediante los dos puertos ópticos
Ethernet 100BaseFX Full Dúplex. Los controladores manejan el protocolo RSTP,
estos participan activamente en el procedimiento de administración de la
redundancia a través de la conexión en anillo. Los controladores de campo
tienen las funciones de servidor y cliente de datos para la red IEC61850. La
función de sincronización se hace mediante el protocolo SNTP utilizando la red
LAN de la subestación, los controladores de campo actúan como clientes de
este servicio. La comunicación entre controladores de campo e IED’s de
protección se hace a través de la misma red LAN de la subestación y utiliza los
servicios respectivos (por ejemplo GOOSE) del protocolo IEC61850. La gestión
de los controladores de campo se hace a través de la estación local de gestión
mediante una conexión DIGSI sobre TCP/IP y utiliza la misma red LAN de la
subestación. La gestión remota se logra mediante el enlace remoto a la estación
de gestión local.
124
3.3.6 AUTOCHEQUEO Y AUTODIAGNÓSTICO
Los controladores tienen funciones de auto verificación y autodiagnóstico que
reportan las fallas al sistema, ante la detección de un error de hardware o
software, o la falla en un canal de comunicaciones. En caso de errores severos
los controladores generan una alarma local (LED) y operan un contacto de vida,
el cual es cableado a un controlador de campo adyacente para notificar al
sistema el estado de fuera de servicio del controlador. Mediante alarmas y
animación en el despliegue “Arquitectura del Sistema” se muestra en la
estación de operación de Nivel 2 el estado de los equipos y sus componentes
principales.
3.3.7 ARQUITECTURA DEL SISTEMA ‐ INTERFAZ DE USUARIO DE NIVEL 1
La interfaz de usuario de Nivel 1 está dada por el panel de operación incluido en
los controladores de subestación. Este panel es del tipo electrónico con pantalla
de cristal líquido. En él se puede representar gráficamente un representativo
del campo para control o supervisión, desplegar la lista de los últimos 200
eventos registrados por el controlador, mostrar la lista de alarmas activas o
presentes, presentar valor análogos primarios, entre otros despliegues. El panel
de operación incluye botones de navegación por el representativo y botones de
control para el comando sobre los equipos de maniobra. Posee adicionalmente
un selector con llave para la selección del modo Local/Remoto del controlador,
y otro selector para la selección del modo Con Enclavamientos/Sin
125
Enclavamientos. Si este último selector se coloca en la posición “Con
Enclavamientos” todos los mandos dados desde cualquier nivel de control sobre
este controlador serán sometidos a verificación de enclavamientos para su
liberación. Si por el contrario el selector se encuentra en posición “Sin
Enclavamientos” los mandos dados desde Nivel 1 (panel frontal de la unidad)
se ejecutarán con verificación de enclavamientos mínimos o sin verificación de
enclavamientos. Por seguridad las operaciones dadas desde niveles superiores
(2 y 3) siempre son sometidas a verificación total de enclavamientos. Los
enclavamientos mínimos de cada campo serán programados y convenidos con
TRANSELECTRIC.
3.3.8 GENERALIDADES NIVEL 2
El sistema de control de Nivel 2 en la Subestación Pascuales, está basado en el
sistema de automatización SICAM PAS conformado por el software SICAM PAS
“Full Server” como base de datos relacional en tiempo real e interfaz de datos.
En cada SICAM SU se tiene por un lado la aplicación DSI, la cual se encarga de
solicitar la información del proceso a los servidores de datos (controladores de
campo y relés) y de distribuir esta información a las demás interfaces de
comunicaciones (por ejemplo, Centro de Control, Estación de Operación UI,
aplicación de Automatismos, etc.) Por otro lado se tiene la aplicación Sybase
SQL, la cual representa la base de datos relacional del sistema, y es donde se
“relaciona” la configuración del sistema y los datos del proceso que entrega la
126
aplicación DSI. Bajo este esquema cada SICAM SU funciona como un cliente
independiente en la red LAN de la subestación.
El software SICAM PAS CC es la interfaz de usuario y base de datos histórica del
sistema. Este software se tiene instalado en la interfaz de usuario de Nivel 2.
La red LAN de subestación está montada sobre una plataforma Ethernet
conformada por switches RUGGEDCOM, sobre esta red van los servicios de
IEC61850, SNTP para sincronización de tiempo, gestión de protecciones y
enlaces seriales virtuales para la conexión en IEC870‐5‐101 al CENACE y COT, y
para la gestión en DIGSI. Como servidor de tiempo integrado en la red LAN de la
subestación se tiene un reloj maestro con funciones de Servidor SNTP. Para la
gestión centralizada y como Gateway para la gestión remota se tiene una
estación local de gestión integrada a la red LAN de la subestación.
3.3.9 COMPONENTES DE HARDWARE
3.3.9.1 STATION UNIT
La Station Unit está basada en un computador industrial de la serie SIMATIC
BOX PX de SIEMENS, el cual está diseñado para trabajar en ambientes pesados
(temperaturas de hasta 55°C).
127
Fig. 25 Station Unit ‐ SIEMENS
El módulo de la CPU utiliza un procesador INTEL Pentium M 760 de 2.0 GHz, 533
MHz FSB, 2 MB SLC. Utiliza 512 MB de memoria RAM, dos discos duros tipo
RAID1 de 60GB, CD‐R/RW/DVD, un puerto paralelo, dos puertos seriales DB9,
cuatro puertos USB 2.0, dos interfaces LAN Ethernet 10/100BaseTX y una
interfaz VGA/DVI/LVDS para conexión de un monitor o un LC Display.
El RAID1 (Redundant Array of Independent Disk, nivel 1 ‐ mirroring),
proporciona redundancia por el método de escribir los mismos datos en cada
disco, dejando una copia idéntica en cada uno. El disco redundante es una
réplica exacta del disco de datos, por lo que se conoce también como disco
espejo. Los datos pueden leerse de cualquiera de las 2 unidades de forma que si
128
se avería la unidad de datos es posible acceder a la unidad de réplica, con lo que
el sistema puede seguir funcionando normalmente.
3.3.9.2 SWITCHES RUGGEDCOM
Fig. 26 Switches Ruggedcom
Los switches son los equipos encargados de crear los enlaces de datos en la red
Ethernet. En el proyecto se utilizan 4 referencias:
• RS8000, el cual posee 8 puertos 100BaseFX.
129
• RS8000H, el cual posee 4 puertos 100BaseFX y 4 puertos
10/100BaseTx con conectores RJ45.
• RS8000T, el cual posee dos puertos 100BaseFX, 6 puertos
10/100BaseTX.
• RS400, el cual posee dos puertos 100BaseFX, dos puertos 10/100BaseTX
y 4 puertos seriales RS485. El switch RS400 establece los puertos
seriales físicos a los puertos seriales virtuales creados en los equipos de
la red LAN. Los switches poseen un contacto de vida, el cual es cableado
al controlador de campo 6MD66 instalado en el mismo gabinete donde
se ubican los switches.
3.3.10 COMPONENTES DE SOFTWARE
El SICAM PAS está basado en una base de datos relacional en tiempo real
denominada SybaseSQL, en la cual está contenida la configuración, las
propiedades, la arquitectura y los enlaces del sistema de control. Para crear las
interfaces de proceso de la base de datos, el SICAM PAS cuenta con los módulos
o servicios de aplicación, por ejemplo: servicios de comunicaciones, para crear
la interfaz con los proceso de adquisición y transmisión de datos (Módulo de
IEC61850, Módulo de OPC Server, Módulo IEC 10, etc.); servicios de
automatización, para crear la interfaz con los procesos de automatismo del
sistema (módulo de CFC). Sobre la base de datos corre un motor que distribuye
los datos entre ésta y los módulos de proceso. Este motor corre como un
servicio propio del sistema operacional Windows XP y por lo tanto siempre está
130
activo (a menos que manualmente se apague). Este sistema de distribución de
datos se denomina DSI.
Adicional a los módulos o servicios de proceso el sistema SICAM PAS utiliza los
módulos de interfaz con el usuario para las labores de configuración, gestión y
visualización de la base de datos, por ejemplo: el módulo UI‐Configurator, que
permite la configuración de la base de datos; el módulo UI‐Operation, que
permite prender o apagar los servicios de proceso; el módulo Value‐Viewer, que
permite ver en tiempo real el flujo de datos de cada servicio de proceso y el
módulo Feature Enable, que permite habilitar o deshabilitar los servicios de
proceso.
SybaseSQL
DSIIEC 61850 IEC 870-5-101
CFC
UI- Configuration
UI- Operation
Value Viewer
Feature Enable
Fig. 27 Componentes del Software – SICAM PAS
131
El sistema SICAM PAS Full Server en la Subestación Pascuales, contiene el
sistema de interfaz y distribución de datos DSI, la base de datos relacional en
tiempo real (Sybase SQL) y la interfaz de usuario conformada por los módulos:
• SICAM PAS UI – Operation
• SCADA‐Value‐Viewer
• Feature Enabler
• OPC Server
Para crear las interfaces de comunicación con el sistema, se encuentran
también instaladas las siguientes aplicaciones de comunicación:
• IEC 61850 (Cliente) para la conexión de unidades (controladores e
IED’s) de campo con propiedades de servidores IEC61850
• IEC 60870‐5‐101 Slave
Finalmente para las funciones de automatización requeridas a Nivel 2, se tiene
instalado el servicio:
• Automatización CFC
En la versión Runtime del software SICAM PAS Full Server está disponible como
aplicación de interfaz de usuario el paquete SICAM PAS UI – Operation, el cual
permiten tener acceso al control de la base de datos, en la medida que permite
prender y apagar servicios, pero no permite modificar la programación de ésta.
Para tener acceso a la base de datos en modo escritura, es decir para configurar
y programar la base de datos del sistema se utiliza el módulo SICAM PAS UI –
Configuration.
132
Mediante una llave de hardware (Hardlock conectado en el puerto paralelo o
USB del equipo) se lleva el control de los servicios activos en un SICAM SU o
computador PC.
Existen tres modelos de licencia para el sistema SICAM PAS Full Server:
• Licencia para versión Runtime
• Licencia para versión Configuración
• Licencia para Runtime y Configuración incluidos en la misma llave de
hardware
En las llaves se encuentran encriptados las licencias de los módulos básicos y
opcionales de comunicación y de automatización del sistema..
En la Subestación se incluirán diez llaves en total con claves de autorización en
cada Station Unit para los siguientes servicios:
Licencia tipo Runtime
• SICAM PAS UI – Operation
• SCADA‐Value‐Viewer
• Feature Enabler
• OPC Server
Paquetes opcionales
• Automatización CFC
• IEC 61850 (Cliente) para la conexión de unidades (controladores e
IED’s) de campo con propiedades de servidores IEC61850
• IEC 60870‐5‐101 Slave
Adicionalmente se entregan tres llaves de configuración (módulo SICAM
PAS UI – Configuration).
133
3.3.11 SICAM PAS UI – OPERACIÓN
Mediante esta aplicación se puede ver el estado del sistema y controlar
manualmente el estado de las conexiones de datos (servicios de comunicación).
Esta aplicación permite prender y apagar manualmente las aplicaciones, las
interfaces y equipos. Cuando un servicio se encuentra apagado, los datos de esa
conexión no son transmitidos al sistema SICAM PAS. La presentación de los
equipos se muestra en un formato tipo árbol donde se muestran en orden
jerárquico, los servicios, las interfaces y los equipos del sistema.
Fig. 28 SICAM PAS ‐ Operation
En la pantalla de la derecha se muestran las opciones de control para el ítem
seleccionado. La estructura tipo árbol para la representación de los elementos
134
del sistema se utiliza en todas las aplicaciones del sistema SICAM PAS con el fin
de homogenizar la interfaz de usuario
La simbología utilizada por la aplicación se resume en la siguiente tabla:
TABLA 5. SIMBOLOGIA DEL SICAM PAS
SIMBOLOS STATUS DISPLAY
COLOR DESCRIPCION
Running Verde El link está activo
Running (block) Azul
El link está activo, pero está bloqueado para la bahía o bloqueo
de telecontrol
Stop Rojo El link se ha interrumpido
Stop (block) Rojo
El link se ha interrumpido, pero está bloqueado para la bahía o
bloqueo de telecontrol
Value(s) not
valid Amarillo
El link no está proporcionado actualmente valores válidos
Pending Up Blue
Arranque: El link ha sido activado por el SICAM PAS pero la protección y el sistema de
protección habilitado no responda Posibles Causas: La componente responde poco después y el link es
activado de nuevo (running). La componente ha fallado. La componente ha sido apagado en el
hardware
Pending Up (blocked)
Azul Arranque: El link es bloqueado para la bahía o bloqueo de
telecontrol
Pending down
Azul
La conexión está inutilizada Ej. El operador ha apgado el link de
operation manager pero el componente no respponde. Estado Temporal, el link es
interrumpido poco después para.
135
Pending Down (blocked)
Azul
La conexión está inutilizada El link es bloqueado para la bahía o
bloqueo de telecontrol
Bay Block /Telecontrol block ‐ ON
Azul Bloqueo de bahía y telecontrol
activo
Bay Block
/Telecontrol block ‐ OFF
Azul Bloqueo de bahía y telecontrol
inactivo
3.3.12 SCADA‐VALUE‐VIEWER
La aplicación Value Viewer muestra en tiempo real en un listado toda la
información que está siendo distribuida por la base de datos DSI en el sistema
SICAM PAS. Esta información puede ser usada para verificar los enlaces de
comunicación. Para efectos de diagnóstico y puesta en servicio, los valores de
los datos pueden ser modificados manualmente.
La aplicación permite seleccionar el elemento del que se quiere supervisar los
datos de comunicación utilizando la misma estructura de árbol utilizada en las
otras aplicaciones del sistema SICAM PAS. En la pantalla del medio se
representa en un formato lista toda la información del ítem seleccionado, y en
la pantalla de la derecha se despliega los detalles del dato de información
específico seleccionado para el elemento dado. En esta pantalla es posible
cambiar los valores de los datos en tiempo real, para verificar por ejemplo el
comportamiento del sistema (Comandos, Secuencias, Enclavamientos).
136
Fig. 29 Value Viewer ‐ Scada
La información desplegada de cada dato se muestra en la siguiente tabla:
TABLA 6. INFORMACION DEL VALUE VIEWER ‐ SCADA
NOMBRE DE COLUMNA DESCRIPCION
TimeStamp Hora de la última actualización de la
información
TimeStamp Status Validación del timeStamp
ValuePath Dirección de la información
ValueName Nombre de la información
Value Valor de la información
Initiator Category Origen del comando
Cause of transmission Razón de transmisión
Additional Cause Procedencia de transmisión lejana
Validity Estado de la información
Type of Value Tipo del valor de la información
Type ID Tipo de valor (Scada Integrator & Scada
Float)
137
NOMBRE DE COLUMNA DESCRIPCION
Value ID Internal ID
Source Origen de la información
Normal Source Origen esperado de la información
Normal Range SI: Valor en el rango normal
NO: Valor fuera del rango normal (medir el valor de crecida)
COV Counter Número de información cambiada desde
la última grabación
IdentificationNumber Falta número, número de ciclo de exploración o identificación de
información
Type of Identification Number Tipo de identificación
Supplementary information Tiempo relativo
Type of Supplementary information
Tipo de identificación
Block State Estado de bloques (bahía o telecontrol
bloqueado)
3.3.13 SICAM PAS UI – CONFIGURACIÓN
Esta aplicación es la encargada de realizar la configuración y parametrización
del sistema. La configuración se puede hacer sobre la base de datos en
ejecución (Online) o se puede descargar la configuración en otro PC, realizar los
cambios fuera de línea, para luego descargar el proyecto configurado
nuevamente en la SICAM SU.
La estructura del proceso de parametrización está diseñada para guiar al
personal de programación paso a paso.
138
Mediante funciones de importación y exportación es posible intercambiar datos
de configuración. Esto minimiza los costos y errores durante la etapa de
configuración y parametrización del sistema.
La validez de los ajustes que es verificada inmediatamente son escritos en el
sistema, y el sistema presenta ante cada parámetro los valores posibles o
rangos.
SICAM PAS UI – Configuration estructura la parametrización en pasos
claramente definidos, cada uno representado en una pantalla específica:
• Configuración
• Funciones de Enlace (Mapeo)
• Topología
• Formatos (Modelos)
3.3.13.1 CONFIGURACIÓN
En esta pantalla el usuario especifica los componentes que constituyen el
sistema de automatización de la subestación.
• Aplicaciones o Servicios: Protocolo de IED’s, Conexiones a Centros de
Control, Interfaz de Usuario (SICAM PAS CC), automatismos, y OPC.
• Interfaces: Interfaces seriales, Ethernet, Profibus
• Equipos o Centros de Control: Controladores de Campo, relés de
protección e IED’s.
139
Los elementos son representados en la estructura de árbol típica de las
aplicaciones del sistema SICAM PAS.
Fig. 30 Sicam Pas – Configuration
3.3.13.2 FUNCIONES DE ENLACE (MAPEO)
En esta pantalla se selecciona que información será usada en la aplicación
correspondiente. Dependiendo de la aplicación y el protocolo de la aplicación se
configura en esta pantalla las direcciones y ajustes propios del protocolo.
140
Fig. 31 Funciones de enlace o mapeo
3.3.13.3 TOPOLOGÍA
La presentación de la configuración del sistema está orientada a las
comunicaciones. Con esta pantalla se puede crear una imagen del sistema
desde un punto de vista de la topología. La estructura se puede organizar
tomando como niveles de información por ejemplo: Subestación, Nivel de
Tensión, Campo, Equipos.
141
Fig. 32 Topología del SICAM PAS
3.3.13.4 FORMATOS (MODELOS)
En esta pantalla se pueden definir modelos específicos de descripción de
equipos y proyectos para normalizar la información del sistema.
Se pueden definir nombres y direcciones específicos para el proyecto, tiempos
de ejecución de comandos, información de retro aviso de comandos, entre
otros.
142
Fig. 33 Formatos o modelos del SICAM PAS
3.3.13.5 INTERCAMBIO DE ARCHIVOS DE CONFIGURACIÓN
En el sistema SICAM PAS UI – Configuration es posible importar archivos de
configuración de sistemas y equipos que se van a integrar en el sistema.
Dependiendo del sistema y los equipos existen diferentes formatos de archivos
que son aceptados por el sistema SICAM PAS.
143
3.3.13.6 IMPORTACIÓN DE ARCHIVOS
Los archivos de los controladores de campo, relés e IED’s pueden ser
importados por el SICAM PAS UI – Configuration en los formatos DBF, XML o
SCD. En el protocolo IEC61850 está definido el proceso de ingeniería, en el cual
el software de configuración de sistema (System Configurator), para el caso
SIEMENS este software representa un módulo del DIGSI, entrega un archivo del
tipo SCD, con los datos de todos los equipos usuarios de la red IEC61850.
Fig. 34 Importación de archivos – SICAM PAS
144
3.3.13.7 EXPORTACIÓN DE ARCHIVOS
Los datos configurados que requieran ser mostrados en sistema de visualización
SICAM PAS CC, son exportados en formato PXD. Este archivo de configuración
es importado por el SICAM PAS Wizard del software SICAM PAS CC y es usado
para la generación de la interfaz de usuario.
Si el sistema SICAM PAS utiliza los servicios de OPC client, el sistema puede
consultar archivos de algún OPC server. Para este fin el Navegador OPC provee
una herramienta para visualizar que información está disponible en el OPC
server.
3.3.13.8 MÓDULO AUTOMATIZACIÓN ‐ CONTINUOUS FUNCTION CHART CFC
Esta aplicación del sistema SICAM PAS provee una herramienta para programar
tareas específicas de automatización. La programación puede ser formulada vía
gráfica CFC o vía texto estructurado (ST).
El Continuous Funtion Chart (CFC) utiliza la conexión gráfica de bloques de
funciones, como por ejemplo compuertas lógicas AND, OR, NOR, etc., y otros
bloques probados de la librería.
145
Fig. 35 Continuous function chart
3.3.14 SICAM PAS CC
En el sistema SICAM PAS, el software SICAM PAS CC lleva a cabo las tareas de
manejador de base de datos, manejador de despliegues gráficos y programa de
aplicación para la interfaz de usuario de Nivel 2 con tareas específicas como:
• Ejecución de comandos utilizando el principio de “seleccionar antes
de operar”
• Manejo de alarmas
• Manejo de eventos
• Generación de reportes
146
El software viene en versión Runtime y Configuración. La comunicación con el
sistema SICAM PAS se hace vía Ethernet utilizando el protocolo TCP/IP. El
SICAM PAS CC utiliza como plataforma de operación el software de visualización
SIMATIC WinCC el cual ofrece una plataforma estándar para las funciones de
representación gráfica de despliegues, manejo de mensajes, archivo y registro
de información. Los componentes SICAM PAS CC complementan el sistema para
su aplicación específica en el área de sistemas de automatización de sistema de
potencia eléctricos.
Fig. 36 Sicam Pas CC
3.3.15 SICAM PAS WIZARD
Luego de creada una estación con el SICAM PAS UI – Configuration se exporta la
configuración en formato PXD. El SICAM PAS Wizard utiliza este archivo para
importar la siguiente información:
SICAM PASAlarm / Event
Logging
SICAM PASWizard
SICAM PASlibrary
SICAM PASIndX Contro ls
SICAMValpro
(Option)
SICAMRecpro(Option)
SIM ATICWinCC
SICAM PASAlarm / Event
Logging
SICAM PASWizard
SICAM PASlibrary
SICAM PASIndX Contro ls
SICAMValpro
(Option)
SICAMRecpro(Option)
SIM ATICWinCC
147
• Importación de los tags o variables del sistema SICAM PAS al
administrador de tags del SICAM PAS CC para la animación de
despliegues.
• Importación de los mensajes de SICAM PAS al registro de alarmas del
SICAM PAS CC (Base de datos histórica).
• Importación de los valores análogos y de medida desde el sistema
SICAM PAS al registro de medidas del SICAM PAS CC.
Adicionalmente el SICAM PAS Wizard es usado para la inicialización del
proyecto, en éste proceso son cargados en la plataforma WinCC la librería de
símbolos SICAM, el registro de alarmas SICAM y la librería de textos SICAM.
3.3.16 LIBRERÍA DE SÍMBOLOS SICAM PAS
La librería de símbolos SICAM PAS incluye objetos para la representación de los
equipos de maniobra, objetos para la visualización de valores análogos y de
medida, formatos de ventanas para el registro de alarmas (lista de eventos, lista
de alarmas, lista de mensajes de protección), elementos de control por ejemplo
para el control de permisos de maniobra, de mandos sincronizados, etc.,
3.3.17 OBJETOS DE EQUIPOS DE MANIOBRA
Los IndustrialX Controls son usados en el SICAM PAS para la visualización y
control de equipos de maniobra. IndustrialX Controls pueden ser usados en
ambientes multicliente y de exploradores Web. Los objetos de equipos de
148
maniobra SICAM usan las representaciones descritas en las normas DIN 42200,
IEC 445, LSA y SICAM. Si se requieren otro tipo de representaciones es posible
asignar diferentes esquemas (bitmaps) a cada estado.
3.4 ESQUEMAS Y FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN
De acuerdo a la configuración de los patios, en el sistema de protecciones a
implementar en la Subestación Pascuales, se identifican cuatro tipos de
esquemas diferentes de protección dependiendo del equipo a salvaguardar
(línea, reactor de línea, transformador y barra de acople). La filosofía de
protección implementada por cada bahía, determina el uso de equipos
independientes para la protección (protección principal y respaldo) y el registro
de fallas principalmente, para establecer la selectividad, confiabilidad y
seguridad necesarias en el sistema de protecciones, con el fin de asegurar la
mayor disponibilidad del sistema de transmisión.
En este proyecto se implementarán los siguientes protocolos de comunicación
con el sistema de control:
• IEC 6180 para integrar los BCU´s 6MD6*, los relés de distancia 7SA*, los
relés diferenciales 7UT*, los relés de sobrecorriente 7SJ* y los relés
diferenciales de barras 7SS52.
149
3.4.1 LÍNEAS 138 KV
Las líneas de transmisión de 138kV son protegidas por un sistema de protección
redundante que se caracteriza principalmente por tener dos relés de protección
idénticos e independientes entre sí, cuyas señales de voltaje y corriente son
tomadas de núcleos diferentes. Ante la falla de alguno de los dos relés, el relé
que queda en funcionamiento puede ofrecer una protección completa de la
línea.
El sistema de protección típico de la línea está compuesto por los siguientes
equipos, los cuales se encuentran ubicados en el tablero de protección
correspondiente:
• Dos relés de protección de distancia, 21P y 21S, con igual referencia
7SA6125. Este equipo cuenta con 21 entradas binarias, 18 salidas de
comando y 7 salidas rápidas. Las funciones de protección incluidas y
habilitadas en este relé son:
a. (21/21N/68/68T/50HS/27WI/85/FL) Protección de distancia
con característica poligonal, monopolar y localizador de
fallas. Bloqueo por oscilación de potencia, cierre en falla,
falla evolutiva, fuente débil, compensación de línea paralela
y de eco. Teleprotección.
b. (50N/51N/67N) Protección de sobrecorriente direccional
tierra con esquema de comparación direccional y disparo
definitivo en tiempo definido.
c. (27/59) Protección de sobre y sub tensión
150
d. (25) Función de verificación de sincronismo
e. (79) Recierre
f. (50BF) Protección de falla interruptor
g. Registro de fallas
El relé adicionalmente trae implementadas funciones de protección las
cuales no están habilitadas debido a la filosofía de protección requerida,
como función de alta y baja frecuencia (81 O/U), sobrecarga térmica
(49) y supervisión del circuito de disparo (74) implementada
externamente, etc.
3.4.2 SISTEMA DE PROTECCIÓN DE BARRAS 138 KV
La barra de 138KV está protegida por una protección diferencial de barras de
referencia SIPROTEC 7SS6010.
Adicionalmente se tiene un IED de protección de sobre y sub tensión con
referencia SIPROTEC 7SJ6225, el cual cuenta con 11 entradas binarias y 6 salidas
de comando. Con respecto a la Subestación Pascuales se tienen 2 IED´S
SIPROTEC 7SJ6225 debido a que la barra principal es seccionada.
151
Fig. 37 Diagrama unifilar y protecciones de la Subestación Pascuales
152
3.4.3 ACTUACIÓN DE LA PROTECCION DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDA
DE 138kV
La principal función del SIPROTEC 7SS6010 es la de protección barras que
funciona con el principio de medición diferenciada de corrientes de las
posiciones de 138kV.
La protección digital de la barra de distribución 7SS60 posee dos funciones
separadas. Una función del SIPROTEC 7SS6010 es del sistema de medición; este
detecta y procesa los valores de corrientes medido; el cual evalúa el límite de la
corriente de restricción actual IR e identifica la diferencia de corriente y toma
una decisión que dispara los interruptores conectados a la barra. La otra función
del sistema, es referida como sistema periférico, el cual tiene la tarea de sumar
las corrientes de cada uno de los alimentadores, agrupándolas en el sistema de
detección de valor de medición.
Si se desea una protección selectiva para cada fase, se asigna su propio sistema
de medición. Si no, se combinan las corrientes trifásicas con la corriente del
transformador quedando en este caso solo sistema de medición requerido. Si
una barra de distribución es dividida en dos secciones por un seccionador cada
sección debe tener su propio sistema de medición.
El sistema de medición 7SS601 puede detectar corriente alterna ID y pulsaciones
de corriente continua IR. Las entradas de medición son aisladas galvánicamente
153
del electrónico equipo por un transformador corriente. Presenta tres (3)
entradas binarias que proporcionan la detección de señales binarias externas.
Fig. 38 Diagrama de control de relé diferencial de barras
El sistema posee dos relés de comando de supervisión. El Comand Relay 1
consiste en dos relés conectados en paralelo. Este relé no puede ser
configurado; la función BP TRIP se asigna permanentemente a él. El Comand
Relay 2 está disponible para tener funciones de comando configuradas a él.
Todos los Comand Relay tienen un contacto de normalmente abierto (NO).
Posee también tres Signal Relay con contactos de cambio, uno se utiliza para la
salida y el otro para la protección del bloqueo. La funcionalidad del relé
normalmente abierto o cerrado (NC o NO) puede ser seleccionada por un ajuste
154
del puente. El módulo se conecta de un interfaz serial RS485. El convertidor
para la fuente de potencia auxiliar es integrado en el módulo o panel.
En la subestación Pascuales en el nivel de 138 kV se tiene un esquema de barras
simple, la cual se encuentra seccionada por dos seccionadores 89‐1Y1 y 89‐1Y3.
Cada una de las once posiciones del nivel de 138kV, cuenta con tres
transformadores de corriente multirelación para la medición y protección de las
líneas, cada uno cuenta con 4 devanados secundarios, a la salida de la línea, uno
de estos devanados cuya clase es de protección y generalmente en su relación
nominal (2000/5) son empleados, para censar las corrientes que pasan por cada
una de las fases, llegando al KTC propio de la posición, los cuales se suman e
ingresan a un transformador de corriente del tipo 4AM5120, con una relación
nominal 5 A, con un ajuste de la corriente de salida a 100 mA.
Las corrientes de salida de todas las posiciones de 138 kV son alimentadas a la
medición del relé SIPROTEC 7SS601 (formación de la corriente diferencial ID) y
sobre las unidades de restricción 7TM70 de las secciones 87BS1‐X1, 87BS2‐X1 y
87BS2‐X2 (formación de la corriente de restricción IR). La corriente total de
restricción se alimenta sobre el sistema de medición 7SS601 de la sección
87BS2, como se muestra en la figura 38; teniendo en cuenta que el relé ZE126
debe encontrarse desenergizado, esto es los seccionadores de barra 89‐1Y1 Y
89‐1Y3 cerrados, indicando que no esté seccionada la barra.
155
Debido a que no se encuentra seccionada la barra, al censar un diferencial de
corrientes o falla en la barra el SIPROTEC 7SS601, se enclavan los contactos
(15‐16) del COMAND RELAY 2 del 87BS2, se energizan las bobinas 87BS2/X1 y
87BS2/X2, arrancando la función del 50BF de las posiciones de la sección 2; a su
vez se enclavan los contactos (17‐18) del COMAND RELAY 2 del 87BS2,
energizando las bobinas 86BS2X, que a través de sus contactos dispara los
interruptores de las posiciones que se encuentran conectadas a la sección 2,
bloqueándolas al cierre a través de los contactos de la bobina del 86BS2 y al
enclavarse el contacto de la bobina 86BS2X.4, energiza las bobinas del
87BS1/X1, arrancando la función del 50BF de las posiciones de la sección 1; al
mismo instante al cerrarse el contacto (14‐13) en el RELAY 2 del 87BS2 energiza
las bobinas 86BS1X, que a través de sus contactos dispara los interruptores de
las posiciones que se encuentran conectadas a la sección 1, bloqueándolas al
cierre a través de los contactos de la bobina del 86BS1.
Cabe acotar que para no esté seccionada la barra totalmente deben estar
cerrados el 89‐1Y1 y el 89‐1Y3, para que el relé ZE126 este desenergizado; si
uno de estos se encuentra abierto, el ZE126 se mantiene desenergizado, por lo
tanto se va mantener la filosofía antes explicada.
156
3.4.3.1 BARRA SECCIONADA
Los dos seccionadores de barra 89‐1Y1 Y 89‐1Y3 deben estar abiertos al mismo
tiempo y se energiza el relé auxiliar ZE126.
El equipo 87B que verifica el diferencial de corrientes en la barra, consta de
selectividad de secciones.
3.4.3.2 FALLA EN SECCIÓN 1
Las posiciones que se encuentran conectadas a la SECCIÓN 1 a la barra principal
son: CEDEGE, SANTA ELENA, ATT 138 kV, ELECTROQUIL, SALITRAL 2.
Si existe un diferencial de corrientes o falla en barra propia en la sección 1 se
enclavan los contactos (15‐16) en el COMAND RELAY 1 del 87BS1 energizando
las bobinas 87BS1/X1, las cuales arrancan la función 50BF de las posiciones de la
sección; al mismo tiempo se enclavan los contactos (17‐18) del COMAND RELAY
del 87BS1, el cual energiza las bobinas 86BS1X, que a través de sus contactos
disparan los interruptores de las posiciones que se encuentran conectados a la
sección 1, bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina 86BS1.
3.4.3.3 FALLA EN SECCIÓN 2
Las posiciones que se encuentran conectadas a la SECCIÓN 2 a la barra principal
son: ATU 138 kV, SALITRAL 1, POLICENTRO 2, POLICENTRO 1, ATQ 138 kV, ATR
138 kV.
Si existe un diferencial de corrientes o falla en barra propia en la sección 2 se
enclavan los contactos (15‐16) en el COMAND RELAY 2 del 87BS2 energizando
157
las bobinas 87BS2/X1 y 87BS2/X2, las cuales arrancan la función 50BF de las
posiciones de la sección; al mismo tiempo se enclavan los contactos (17‐18) en
el COMAND RELAY 2 del 87BS2, el cual energiza las bobinas 86BS2X, que a
través de sus contactos disparan los interruptores de las posiciones que se
encuentran conectados a la sección 2, bloqueándolos al cierre a través de los
contactos de la bobina 86BS2.
158
FIG. 39 Diagrama trifilar de señales de corriente protección diferencial – 138 kV
159
Fig. 40 Diagrama trifilar – Circuito de control ‐ Protección diferencial 138kV
160
3.4.4 ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DEL 50BF EN LOS INTERRUPTORES DE LAS
POSICIONES DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN
En el nuevo esquema de protección diferencial distribuido de barras del patio de
138 kV, el esquema 50BF mantiene la misma filosofía que la actual protección,
la diferencia es que se cuenta con dos relés de protección 21P y 21S, con igual
referencia 7SA6125; que cuenta con 21 entradas binarias, 18 salidas de
comando y 7 salidas rápidas y tiene habilitadas las siguientes funciones de:
distancia, sobrecorriente, sobre y sub tensión, verificación de sincronismo,
recierre, falla interruptor (50BF) y registro de fallas.
3.4.4.1 ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DEL 50BF EN LOS INTERRUPTORES DE LAS
POSICIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN – PROTECCIÓN PRIMARIA 21P
Al censar una falla el relé 21P se enclava la salida digital R23 del relé 21P,
siempre y cuando el KSW21P esté en modo normal, este envía la señal de
arranque de la función 50BF a través de la entrada binaria BI19 del relé 21S.
Si no se despeja la falla por las protecciones pertinentes, se enclava la salida
digital R9 del relé 21S que a través de la función 50BF energiza la bobina
(86BS1X.1 ó 86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de los contactos dispara los
interruptores que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se
encuentra la posición fallada y bloqueándolos al cierre a través de los contactos
de la bobina 86BS1 ó 86BS2.
161
El disparo cuando la posición se encuentra transferida, se energiza la bobina
(86BS1X.1 ó 86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de los contactos dispara los
interruptores que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se
encuentra la posición fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos
de la bobina 86BS1 ó 86BS2.
Al momento de enclavarse la salida digital R9 del relé 21S con la función 50BF,
se envía la señal del disparo directo transferido (DDT) a través del canal 3 de la
teleprotección al otro extremo de la línea, a través la salida digital R6 del relé
21P con la función 50BF,.
3.4.4.2 ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DEL 50BF EN LOS INTERRUPTORES DE LAS
POSICIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN – PROTECCIÓN SECUNDARIA 21S
Al censar una falla el relé 21S se enclava la salida digital R23 del relé 21S,
siempre y cuando el KSW21S esté en modo normal, este envía la señal de
arranque de la función 50BF a través de la entrada binaria BI19 del relé 21P
Si no se despeja la falla por las protecciones pertinentes, se enclava la salida
digital R9 del relé 21P que a través de la función 50BF energiza la bobina
(86BS1X.1 ó 86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de los contactos dispara los
interruptores que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se
encuentra la posición fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos
de la bobina 86BS1 ó 86BS2.
162
El disparo cuando la posición se encuentra transferida, se energiza la bobina
(86BS1X.1 ó 86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de los contactos dispara los
interruptores que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se
encuentra la posición fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos
de la bobina 86BS1 ó 86BS2
Al momento de enclavarse la salida digital R9 del relé 21P con la función 50BF,
se envía la señal del disparo directo transferido (DDT) a través del canal 3 de la
teleprotección al otro extremo de la línea, a través la salida digital R6 del relé
21S con la función 50BF,.
164
FALLA - 21Z1/21Z2 - 21NZ1/21NZ2
Relé de Protección21P - 7SA6125
Disparo
Bloqueo al cierre
86BS1
86BS1X.1
52T/17252T/122
52T/13252T/142
52T/16252T/152
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
Disparo
Bloqueo al cierre86BS1
86BS1X.4
SANTA ELENA - 52-112
21PP13
P14R23
CENSA LA FALLA
KWS21P
40
4
NORMAL 41
12
4
8
40
4
41
86BS2 10
1
11
14
6
10
Relé de Protección21S - 7SA6125
Disparo
Bloqueo al cierre
86BS1
86BS1X.1
52T/17252T/122
52T/13252T/142
52T/16252T/152
52T/1U252T/1T2
52T/1R2
Disparo
Bloqueo al cierre86BS1
86BS1X.4
21SP13
P14R23
CENSA LA FALLA
KWS21S
40
4
NORMAL 41
12
4
8
40
4
41
86BS2 10
1
11
14
6
10
52T/1Q2 * 52T/1Q2 *
(*) EL TRANSFORMADOR ATQ 138/69 kVFUTURO - MONTAJE 2009
TELEP. K015
DDT RECIBIDO
TELEP. K015
DDT RECIBIDO
10
1
11
TELEP. K015
DDT RECIBIDO
TELEP. K015
DDT RECIBIDO
10
1
11
SÍ actúa la protección,
despeja la falla FUNC. 50BF
21SBI19
SEÑAL ARRANQUE 50BF
21P
X3
X4R9
No actúa la
protección
TSW21P 126B2
NORMAL 6A3
FUNC. 50BF
21P
R7
R8R6
TSW21P 116B1
NORMAL 6A2
FUNC. 50BF
TELEP.DDT ENVIADO
CANAL 3
52TRIP COIL
SÍ actúa la protección,
despeja la falla FUNC. 50BF
21PBI19
SEÑAL ARRANQUE 50BF
21S
X3
X4R9
No actúa la
protección
TSW21S 126B2
NORMAL 6A3
FUNC. 50BF
21S
R7
R8R6
TSW21S 116B1
NORMAL 6A2
FUNC. 50BF
TELEP.DDT ENVIADO
CANAL 3
52TRIP COIL
52-1
12
52-1
Ø2
52-1
12
52-1
Ø2
Esquema 13. Actuación de la Función 50BF – Posiciones de línea – 138kV
165
3.4.5 ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DEL 50BF EN LOS INTERRUPORES DE LAS
POSICIONES DE AUTOTRANSFORMADORES ATT/ATU/ATR 138 kV
Los IED´S de las posiciones de autotransformadores al censar fallas mecánicas o
eléctricas, envían las señales de arranques de la función 50BF a través de las
salidas digitales de los IED´S; en el caso de no haber suplido la falla los relés
pertinentes, a través del esquema del diferencial de barras, dispara él y los
interruptores conectados a la barra de la sección de la posición fallada.
Para los autotransformadores con devanado de 138 kV se tiene un relé de
protección de sobrecorriente de fases y tierra 7SJ6215, con 8 entradas binarias y
8 salidas de comando el cual actúa como respaldo de la protección diferencial
del autotransformador en el devanado de alta; también se cuenta con un relé
de protección falla interruptor de dos etapas con referencia 7SA6115. Este
equipo cuenta con 13 entradas binarias, 10 salidas de comando y 7 salidas
rápidas.
Las funciones de protección incluidas y habilitadas en este relé son:
a. (25) Función de verificación de sincronismo
b. (79) Recierre.
c. (50BF) Protección de falla interruptor
d. (27/59) Protección de sobre y sub tensión.
e. Registro de fallas.
166
3.4.5.1 FALLA DE SOBRECORRIENTE DE LOS AUTOTRANSFORMADORES
ATT / ATU 138 kV
Al censar una falla que genera sobrecorriente en el autotransformador, la
protección primaria (50/51/25) que se encuentra en el lado del interruptor de
alta el autotransformador (52‐2N2); enclava la salida digital B03 del relé
50/51/25, encontrándose el test switch en estado normal, siempre y cuando el
contacto K028 esté cerrado, energizándose la bobina del relé auxiliar K024,
enclavando los contactos (5‐9‐13); enviando así la señal de arranque de la
función 50BF al interruptor de baja 52‐1N2, a través de la entrada binaria BI06
del relé 50BF/25.
Al no actuar la protección primaria, se enclava la salida digital R05 del relé
50/51 que se encuentran en los paneles de los interruptores 52‐1T2 y 52‐1U2,
siempre y cuando el TSW50/51 esté en modo normal, enviando la señal de
arranque de la función 50BF a través de la energización de la entrada binaria
BI06 del relé 50BF/25.
Si no se despeja la falla por las protecciones pertinentes, se enclava el contacto
R14 del relé 50BF/25 con función 50BF, energiza la bobina (86BS1X.1 ó
86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de sus contactos dispara los interruptores
que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se encuentra la
posición fallada, y bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina
86BS1 ó 86BS2.
167
3.4.5.2 FALLAS MECÁNICAS DE LOS AUTOTRANSFORMADORES
ATT / ATU 138 kV
A través de un tablero de control local que se encuentra en cada uno de los
autotransformadores ingresan las señales de las protecciones mecánicas como
Buchholz, Temperatura del aceite, Temperatura de devanados (A.T., M.T., B.T.),
Sobrepresión y Cambiador de tomas sin tensión; al censar una falla mecánica, se
energiza la bobina de la protección mecánica actuada y a su vez enclava su
contacto; el cual energiza el relé 86‐1N2, enclavándose los contactos (8‐81),
energizando la bobina auxiliar K066 y a su vez su contacto envía la señal de
arranque de la función 50BF energizando la entrada binaria BI06 del relé
50BF/25.
Si no se despeja la falla por las protecciones pertinentes, se enclava el contacto
R14 del relé 50BF/25 con función 50BF, energiza la bobina (86BS1X.1 ó
86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de sus contactos dispara los interruptores
que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se encuentra la
posición fallada, y bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina
86BS1 ó 86BS2.
168
3.4.5.3 DISPARO DIRECTO TRANSFERIDO INTERRUPTOR DE ALTA O ZONA
MUERTA DE LOS AUTOTRANSFORMADORES ATT / ATU 138 kV
Si existe un disparo directo transferido que es enviado del lado de alta del Banco
de Autotransformadores, se enclava la salida digital K5 del relé 87B/50BF,
energizando el relé auxiliar K015; supervisándose que se encuentre cerrado el
contacto K006 (seccionadores 89‐1N1 y 89‐1N3 cerrados), se envía la señal de
arranque de la función 50BF a través de la energización de la entrada binaria
BI06 del relé 50BF/25.
Si no se despeja la falla por la protección pertinente, se enclava el contacto R14
del relé 50BF/25 con función 50BF, energiza la bobina (86BS1X.1 ó 86BS2X.1 ó
86BS2X.2), que a través de sus contactos dispara los interruptores que se
encuentran conectados a la sección de la barra donde se encuentra la posición
fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina 86BS1 ó
86BS2.
169
SOBRECORRIENTEINT. 52-1T2
SÍ actúa la protección,
despeja la falla
52-1
N2
Disparo
Bloqueo al cierre
86BS1
86BS1X.1
52T/11252T/122
52T/13252T/142
52T/16252T/152
52T/172
52T/1R2
52-1
Ø2
Disparo
Bloqueo al cierre86BS1
86BS1X.4
ATT230/138 kV
52-1T2
FUNC. 50BF
50BF/25BI06
SEÑAL ARRANQUE 50BF
50BF/25
K12
K11R14
No actúa la protección
14
6
10
50
5
51
FUNC. 50BF
86BS2 10
1
11
14
6
10
52T/1Q2 *
(*) EL TRANSFORMADOR ATQ 138/69 kVFUTURO
126B2
6A3
- Buchholz
- Temperatura de devanados
86-1
T2
SOBRECORRIENTE INT. 52-2T2
FALLAS MECANICASAUTOTRAFO
SET
8
81
K066 A1
A2
11
14 12
R3
R1R05
50/5
1
52TRIP COIL
- Sobrepresión
- Temp. aceite
- Cambiador de tomas sin tensión
A.T.M.T.B.T.
K016
K017 K018 K019 K020
K021
K022
D2T
87T
D2T
D2T
D2T
D2T
D2T
D2T
D2T
D2T
DIFERENCIALCORRIENTES
ATT
DDTO
ZONA MUERTA
TSW
50/5
1
NO
RM
AL
86-1
T2K066
E1T
52T/1U2
Esquema 14. Actuación de la Función 50BF – Posición ATT– 138kV
170
SOBRECORRIENTEINT. 52-1U2
SÍ actúa la protección,
despeja la falla
52-1
N2
Disparo
Bloqueo al cierre
86BS1
86BS1X.1
52T/11252T/122
52T/13252T/142
52T/16252T/152
52T/172
52T/1R2
52-1
Ø2
Disparo
Bloqueo al cierre86BS1
86BS1X.4
ATU230/138 kV
52-1U2
FUNC. 50BF
50BF/25BI06
SEÑAL ARRANQUE 50BF
50BF/25
K12
K11R14
No actúa la protección
14
6
10
50
5
51
FUNC. 50BF
86BS2 10
1
11
14
6
10
52T/1Q2 *
(*) EL TRANSFORMADOR ATQ 138/69 kVFUTURO
126B2
6A3
- Buchholz
- Temperatura de devanados
86-1
U2
SOBRECORRIENTE INT. 52-2U2
FALLAS MECANICASAUTOTRAFO
SET
8
81
K066 A1
A2
11
14 12
R3
R1R05
50/5
1
52TRIP COIL
- Sobrepresión
- Temp. aceite
- Cambiador de tomas sin tensión
A.T.M.T.B.T.
K016
K017 K018 K019 K020
K021
K022
D2U
87T
D2U
D2U
D2U
D2U
D2U
D2U
D2U
D2U
DIFERENCIALCORRIENTES
ATU
DDTO
ZONA MUERTA
TSW
50/5
1
NO
RM
AL
86-1
U2
K066
E1U
52T/1T2
Esquema 15. Actuación de la Función 50BF – Posición ATU – 138kV
171
3.4.5.4 DIFERENCIAL DE CORRIENTES DE LOS AUTOTRANSFORMADORES
ATT / ATU 138 kV
En principio, la protección diferencial de transformadores se basa en la
comparación de la corriente entre el lado de la tensión superior y el lado de la
tensión inferior del transformador.
Si consideramos idealmente, al transformador como un punto de intersección,
la suma de todas las corrientes entrantes tiene que ser igual a la suma de las
corrientes salientes.
En funcionamiento normal o también en caso de cortocircuito fuera de la zona
de protección, las corrientes secundarias del transformador en el circuito de
corriente diferencial se diferencian unas de otras de forma importante. El hecho
de producirse una corriente diferencial Id permite deducir entonces la existencia
de un falla interna.
Al censar diferencial de corrientes en el autotransformador, el relé 87T, enclava
la salida digital B012 del relé 87T, estando el test switch en estado normal,
energizándose la bobina del relé auxiliar K024 que se encuentra en el panel de
alta, que a través de su contacto (5‐9‐13) envía la señal de arranque de la
función 50BF al interruptor de baja 52‐1T2, a través de la energización de la
entrada binaria BI06 del relé 50BF/25.
Si no se despeja la falla por la protección pertinente, se enclava el contacto R14
del relé 50BF/25 con función 50BF, energiza la bobina (86BS1X.1 ó 86BS2X.1 ó
172
86BS2X.2), que a través de sus contactos dispara los interruptores que se
encuentran conectados a la sección de la barra donde se encuentra la posición
fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina 86BS1 ó
86BS2.
3.4.5.5 FALLA DE SOBRECORRIENTE DEL AUTOTRANSFORMADOR ATR 138 kV
Al censar una falla que genera sobrecorriente en el autotransformador, se
cuenta con una protección primaria que se encuentra en el lado del interruptor
de alta (52‐1R2); se enclava la salida digital R05 del relé 50/51, siempre y
cuando el TSW50/51 esté en modo normal, este envía la señal de arranque de la
función 50BF a través de la energización de la entrada binaria BI06 del relé
50BF/25
Si no se despeja la falla por las protecciones pertinentes, se enclava el contacto
R14 del relé 50BF/25 con función 50BF, energiza la bobina (86BS1X.1 ó
86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de sus contactos dispara los interruptores
que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se encuentra la
posición fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina
86BS1 ó 86BS2.
173
3.4.5.6 FALLAS MECÁNICAS DEL AUTOTRANSFORMADOR ATR 138 kV
A través de una tablero de control local que se encuentra en autotransformador
trifásico, ingresan las señales de las protecciones mecánicas como Buchholz,
Temperatura del aceite, Temperatura de devanados (A.T., M.T., B.T.),
Sobrepresión y Cambiador de tomas sin tensión; al censar una falla generada en
el autotransformador, se energiza el relé auxiliar de la protección mecánica
actuada; energizando la bobina del relé 86‐1R2, originándose la señal de disparo
para los interruptores de alta y baja tensión del autotransformador
Simultáneamente, al actuar el relé 86‐1R2 se enclava los contactos (8‐81),
energizando un relé auxiliar K066, cuyo contacto envía la señal de arranque de
la función 50BF a través de la energización de la entrada binaria BI06 del relé
50BF/25
Si no es despejada la falla por las protección pertinente, se enclava el contacto
R14 del relé 50BF/25 con función 50BF, energiza la bobina (86BS1X.1 ó
86BS2X.1 ó 86BS2X.2), que a través de sus contactos dispara los interruptores
que se encuentran conectados a la sección de la barra donde se encuentra la
posición fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina
86BS1 ó 86BS2.
174
3.4.5.7 DIFERENCIAL DE CORRIENTES DEL AUTOTRANSFORMADOR ATR 138 kV
Al censar diferencial de corrientes en el autotransformador, el relé 87T, enclava
la salida digital B010 del relé 87T, estando el test switch en estado normal, este
envía la señal de arranque a través de la energización de la entrada binaria BI06
del relé 50BF/25
Si no se despeja la falla por la protección pertinente, se enclava el contacto R14
del relé 50BF/25 con función 50BF, energiza la bobina (86BS1X.1 ó 86BS2X.1 ó
86BS2X.2), que a través de sus contactos dispara los interruptores que se
encuentran conectados a la sección de la barra donde se encuentra la posición
fallada, bloqueándolos al cierre a través de los contactos de la bobina 86BS1 ó
86BS2.
175
SO B R ECO RR IEN TEIN T . 52 -1R2
52-1
R2
D ispa ro
B loqueo a l c ie rre
86BS2
86BS2X .4
52T/11252T/122
52T/13252T/142
52T/16252T/152
52T/1U 252T/172
52T/1T2
52-1
Ø2
D ispa ro
B loqueo a l c ie rre86B S1
86B S1X .4
A TR - 138 /69 kV - 52 -1R 2
FU N C . 50BF
50B F/25B I06
SEÑ A L A R R AN Q U E 50B F
50B F/25
K 12
K 11R 14
N o actúa la p ro tecc ión
14
6
10
80
8
81
FU N C . 50BF
86BS2 10
1
11
14
6
10
52T /1Q 2 *
126B 2
6A 3
- B u chho lz
- Tem pera tu ra de devanados
86-1
R2
FA LLAS M ECAN ICASAUTO TR AFO
S ET
8
81
K066 A 1
A2
11
14 12
R 3
R 1R 05
50/5
1
- S ob rep res ión
- C am b iador de tom as s in tens ión
A .T .M .T .B .T .
K 018
K 019 K 020 K 020K 021
K 022
K 023
E1R
87T
E1R
D IFER EN C IALC O R R IEN TES
A TR
TSW
50/5
1
NO
RM
AL
86-1
R2
K066
- T em p . ace ite
S Í ac túa la p ro tecc ión ,
despe ja la fa lla
52TR IP C O IL
(*) EL TR A N S FO R M A D O R ATQ 138/69 kVFU TU RO
Esquema 16. Actuación de la función 50BF – Posición ATR – 138kV
176
3.5 MANIOBRAS DE TRANSFERENCIA EN EL NUEVO ESQUEMA DE
PROTECCION DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDA DE LAS POSICIONES
DE 138kV
A continuación se detalla las operaciones requeridas para sustituir el interruptor
de las posiciones de línea y de autotransformador de las diversas posiciones del
nivel de 138kV por el interruptor de de transferencia.
En la sincronización de las posiciones de línea y autotransformadores, las
señales de voltaje, frecuencia y ángulo de la línea pueden variar como máximo
un ± 10%, ± 0.01HZ Y ± 10% respectivamente.
3.5.1 POSICIONES DE LÍNEA
MANIOBRAS DE TRANSFERENCIA DE UNA POSICIÓN DE LÍNEA
CONDICIONES INICIALES
EQUIPO
PRIMARIO POSICIÓN IED
ENTR
ADA
BINARIA
SALIDA
DIGITAL
TIPO DE SEÑAL
1 52‐1N2 Cerrado BCU
52‐1N2 BI6 Señalización
2 89‐1N1 Cerrado BCU
52‐1N2 BI20 Señalización
3 89‐1N3 Cerrado BCU
52‐1N2 BI17 Señalización
4 89‐1Ø8 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI27 Señalización
5 52‐1Ø2 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI6 Señalización
6 89‐1Ø1 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI16 Señalización
177
7 89‐1Ø3 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI21 Señalización
OPERACIÓN REQUERIDA
EQUIPO
PRIMARIO POSICIÓN IED
ENTR
ADA
BINARIA
SALIDA
DIIT
AL
TIPO DE SEÑAL
1 89‐1Ø1 Cerrar BCU
52‐1Ø2 R6 Comando
2 89‐1Ø3 Cerrar BCU
52‐1Ø2 R10 Comando
3 89‐1N5 Cerrar BCU
52‐1N2 R12 Comando
4 52‐1Ø2 Remoto BCU
52‐1Ø2 BI9 Señalización
5 52‐1N2 Verificación
de sincronismo
21P 52‐1N2
R21 Comando
6 86BS1/ 86BS2
NO esté operado
27/59 52‐1Ø2
BI9 Alarma
7 52‐1N2 Normal 74/1 Alarma
8 52‐1Ø2 Cerrar BCU
52‐1Ø2 R2 Comando
9 52‐1N2 Abrir BCU
52‐1N2 R1 Comando
10 89‐1N1 Abrir BCU
52‐1N2 R9 Comando
11 89‐1N3 Abrir BCU
52‐1N2 R5 Comando
178
RETORNO A CONDICIONES NORMALES
EQUIPO
PRIMARIO POSICIÓN IED
ENTR
ADA
BINARIA
SALIDA
DIGITAL
TIPO DE SEÑAL
1 89‐1N1 Abrir BCU
52‐1N2 R10 Comando
2 89‐1N3 Abrir BCU
52‐1N2 R6 Comando
3 52‐1N2 Cerrar BCU
52‐1N2 R2 Comando
4 52‐1Ø2 Remoto BCU
52‐1Ø2 BI9 Señalización
5 52‐1Ø2 Abrir BCU
52‐1Ø2 R1 Señalización
6 89‐1Ø1 Abrir BCU
52‐1Ø2 R3 Señalización
7 89‐1Ø3 Abrir BCU
52‐1Ø2 R5 Señalización
8 89‐1N5 Abrir BCU
52‐112 R11 Señalización
179
3.5.2 POSICIONES DE AUTOTRANSFORMADORES ATT – ATU – ATR – 138kV
MANIOBRAS DE TRANSFERENCIA DE UNA POSICION DE AUTOTRANSFORMADORES CONDICIONES INICIALES
EQUIPO
PRIMARIO POSICIÓN IED
ENTR
ADA
BINARIA
SALIDA
DIGITAL TIPO DE
SEÑAL
1 52‐1N2 Cerrado BCU
52‐1N2 BI7 Señalización
2 89‐1N1 Cerrado BCU
52‐1N2 BI22 Señalización
3 89‐1N3 Cerrado BCU
52‐1N2 BI17 Señalización
4 89‐1Ø8 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI27 Señalización
5 52‐1Ø2 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI6 Señalización
6 89‐1Ø1 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI16 Señalización
7 89‐1Ø3 Abierto BCU
52‐1Ø2 BI21 Señalización
OPERACIÓN REQUERIDA
EQUIPO
PRIMARIO POSICIÓN IED
ENTR
ADA
BINARIA
SALIDA
DIGITAL TIPO DE
SEÑAL
1 89‐1Ø1 Cerrar BCU
52‐1Ø2 R6 Comando
2 89‐1Ø3 Cerrar BCU
52‐1Ø2 R10 Comando
89‐1T5 Cerrar BCU
52‐1T2 R12 Comando
3 52‐1Ø2 Remoto BCU
52‐1Ø2 BI9 Señalización
180
4 52‐1T2 Verificación
de sincronismo
21P 52‐1T2
R13 Comando
5 86‐1T2 NO esté operado
BCU 52‐1T2
BI32 Alarma
6 86BS1 NO esté operado
27/59 52‐1Ø2
BI9 Alarma
7 52‐1T2 Normal 74/1 Alarma
8 52‐1Ø2 Cerrar BCU
52‐1Ø2 R2 Comando
9 52‐1T2 Abrir BCU
52‐1T2 R1 Comando
10 89‐1T1 Abrir BCU
52‐1T2 R9 Comando
11 89‐1T3 Abrir BCU
52‐1T2 R5 Comando
RETORNO A CONDICIONES NORMALES
EQUIPO
PRIMARIO POSICIÓN IED
ENTR
ADA
BINARIA
SALIDA
DIIT
AL TIPO DE
SEÑAL
1 89‐1T1 Abrir BCU
52‐1T2 R10 Comando
2 89‐1T3 Abrir BCU
52‐1T2 R6 Comando
3 52‐1T2 Cerrar BCU
52‐1T2 R2 Comando
4 52‐1Ø2 Remoto BCU
52‐1Ø2 BI9 Señalización
5 52‐1Ø2 Abrir BCU
52‐1Ø2 R1 Señalización
6 89‐1Ø1 Abrir BCU
52‐1Ø2 R3 Señalización
7 89‐1Ø3 Abrir BCU
52‐1Ø2 R5 Señalización
8 89‐1T5 Abrir BCU
52‐1T2 R11 Señalización
181
3.6 COMPONENTES UTILIZADOS EN EL NUEVO SISTEMA DE PROTECCIÓN
DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDA DE 138KV
3.6.1 COMPONENTES DEL ESQUEMA DEL DIFERENCIAL DE BARRAS
DESCRIPCIÓN ELEMENTOS BOBINAS Contactos
Id 87BS1
Ir
RELAY 1 87BS1
2
Id
SIPROTEC 7SS6010‐4EA00‐0AA0
SIEMENS
Sistema de protección diferencial de barras
distribuida 87BS2 Ir RELAY 2
87BS2 3
4AM5120‐4DA00‐0AN2
SIEMENS
Transformadores de corriente de acople
RC: 1‐5A Isal: 10mA
‐E11 ‐E16 ‐E12 ‐E17 ‐E13 ‐E1T ‐E14 ‐E1U ‐E15 ‐E1R
‐E1Q
87A/X1 87A/X2 87A/X3 87A/X4
87BS1‐X1
87A/X5
2
87A/X1 87A/X2 87A/X3 87A/X4
87BS2‐X1
87A/X5
2
87B/X1 87B/X2
7TM7000‐0AA00‐0AA0
87B/X3
87B/X4 SIEMENS
Módulo auxiliar de entrada/salida y
restricción para relé diferencial de barras centralizado 7SS60
87BS2‐X2
87B/X5
2
182
ZE126 – K2 1 7TR7100‐0AA00‐0AA0
SIEMENS
Modelo auxiliar de réplica de interruptor o seccionador para relé diferencial de barras centralizado
ZE126
ZE126 – K5 1
86BS1.X1 486BS1.X2 4
Arranque Protecciones C/Posición
SET 86BS1.X3 386BS1.X4 286
BS1
Señal de BCU RESET 86BS2.X1 486BS2.X2 4
Arranque Protecciones C/Posición
SET 86BS2.X3 3
7PA2251‐1
86BS2.X4 2SIEMENS
Relé de disparo
y bloqueo 125Vdc
8 contactos conmutables
86BS
2
Señal de BCU RESET
87BS1 – 87BS2 86BS1‐ 86BS2
Contactos auxiliares de entrada/salida y restricción para
relé diferencial de barra Contactos del relé monoestable rápido
SIEMENS 110/125 Vdc – 4 Contactos conmutables
7TM7000‐0AA00‐0AA0 SIEMENS 7PA2732‐0AA00‐2
ARRANQUE 50BF DISPARO
CEDEGE – 52‐172
87BS1/X1
86BS1X.1
SANTA ELENA – 52‐112
87BS1/X1
86BS1X.1
ELECTROQUIL – 52‐122
87BS1/X1
86BS1X.2
6
10 14
4
8 12
X1‐2
X1‐1
4
8 12
X1‐7
X1‐8
X1‐19
X1‐20
183
ATT – 52‐1T2
87BS1/X1
86BS1X.2
SALITRAL 2 – 52‐132
87BS1/X1
86BS1X.3
SALITRAL 1 – 52‐142
87BS2/X1
86BS2X.1
ATU – 52‐1U2
87BS2/X1
86BS2X.1
POLICENTRO 2 – 52‐152
87BS2/X1
86BS2X.2
POLICENTRO 1 – 52‐162
87BS2/X1
86BS2X.2
ATR – 52‐1R2
87BS2/X1
86BS2X.3
ATQ – 52‐1Q2
87BS2/X2
86BS2X.3
X1‐13
X1‐14
X1‐19
X1‐20
X1‐1
X1‐2
X1‐16
X1‐17
X1‐13
X1‐14
6
10 14
X1‐16
X1‐17
6
10 14
4
8 12
6
10 14X1‐2
X1‐1
6
10 14
4
8 12
6
10 14
6
10 14
X1‐7
X1‐8
184
TRANSFERENCIA – 52‐1Ø2
87BS2/X2
86BS1X.3
BLOQUEO AL CIERRE
86BS1‐ 86BS2
Contactos de los relés de disparo y bloqueo al cierre
SIEMENS 7PA2251‐1
CEDEGE – 52‐172 ATU – 52‐1U2
86BS1
86BS2
SANTA ELENA – 52‐112 SALITRAL 1 – 52‐142
86BS1
86BS2
ATT – 52‐1T2 POLICENTRO 2 – 52‐152
86BS1
86BS2
ELECTROQUIL – 52‐122 POLCENTRO 1 – 52‐162
86BS1
86BS2
SALITRAL 2 – 52‐132 ATR – 52‐1R2
86BS1
86BS2
SALITRAL 2 – 52‐132 ATQ – 52‐1Q2
86BS1
86BS2
86BS2
3
31 30
X1‐7
X1‐8
6
10 14
4
41 40
5
51 50
6
61 60
7
71 70
8
81 80
1
11 10
5
51 50
3
31 30
4
41 40
6
61 60
7
71 70
185
3.6.2 COMPONENTES DEL ESQUEMA BREAKER FAILURE
3.6.2.1 POSICIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
DISPARO DDT RECIBIDO
K015
K015
Relé monoestable‐ 125Vdc ‐8 contactos conmutables‐ 20 ms
CENSA LA FALLA 21P/21S
SIEMENS Relé multifuncional de distancia para fases y para
fallas a tierra, cuadrilateral con 6 zonas hacia adelante y atrás programables, bloqueo por oscilación de
potencia, compensación líneas paralelas, protección falla fusible, 27/59/50BF/79/67N
7SA6125‐5AB02‐7PR4
SALIDA DIGITAL R23
TEST
SWITCH
Relé monoestable‐ 125Vdc ‐8 contactos conmutables‐
20 ms
KSW21P KSW21S
SEÑAL DE ARRANQUE FUNCION 50BF
ENTRADA BINARIA
21S/21P BI19
SALIDA DIGITAL 21P/21S
R9
TEST SWITCH Elemento para prueba de
protección
ALIMENTACIÓN
F201 Interruptor automático bipolar 125Vdc
P14
P13
1
11 10
4
4041
X4
X3
126B2
6B1
186
3.6.2.2 POSICIONES DE LOS AUTOTRANSFORMADORES ATT/ATU – 230 / 138 kV
FALLAS MECÁNICAS AUTOTRANSFORMADOR
87T
SIEMENS 7UT6335‐5EB02‐1AA0 D2T+R01
Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T, sobrecarga 49, sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N
Contactos de los relés de protección mecánica del autotransformador
Buchholz K016
Temperatura de aceite K017
AT K018
MT K019 Temperatura de
devanados BT K020
Sobrepresión K021
Cambiador de tomas sin tensión K022
Relé monoestable rápido
110/125 Vdc 4 contactos conmutables
SIEMENS
7PA2732‐0AA00‐2
CENSA LA FALLA Relé de disparo y bloqueo 7PA2251‐1 SIEMENS
86‐1T2
Relé repetidor DOLD 0A5630+ET1630
K066
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
ENTR
ADA
BINARIA
50BF
/25
BI06
SALIDA
DIGITAL
50BF
/25
R1
b
a 8
81
11
14 12 A2
A1
K11
K12
187
DIFERENCIAL DE CORRIENTES DEL AUTOTRANSFORMADOR
87T
SIEMENS 7UT6335‐5EB02‐1AA0 D2T+R01
Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T,
sobrecarga 49, sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N
CENSA LA FALLA
SALIDA
DIGITAL 87T
TEST
SWITCH TSW/87T
K024
Relé monoestable rápido
110/125Vdc
SIEMENS
7PA2732‐0AA00‐2
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
ENTR
ADA
BINARIA
50BF/25
BI06
SALIDA
DIGITAL
50BF/25
R1
ALIMENTACIÓN
F211‐F301 Interruptor automático bipolar
125Vdc SIEMENS – 5SX5216‐7
K8
B012 K5
3A2
3A1
5
9 13
2
1
K12
K13
188
DISPARO DIRECTO TRANSFERIDO O ZONA MUERTA
87B/50BF
SIEMENS 7SS5235‐5EB02‐1FA4 D2T+R01
Unidad de bahía de diferencial de barras
D2T
SALIDA DIGITAL
K1
CENSA LA FALLA
D2T
K015
Relé monoestable
125Vdc
SIEMENS 7PA2630‐0
E1T K006
Relé monoestable
SIEMENS
7PA2630‐0
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
ENTR
ADA
BINARIA
50BF
/25
BI06
SALIDA
DIGITAL
50BF/25
R1
ALIMENTACIÓN
F211‐F301 Interruptor automático bipolar
125Vdc SIEMENS – 5SX5216‐7
5D3
K15 5D4
a
d
2
21 20
K12
5
51 50
189
SOBRECORRIENTE AUTOTRANSFORMADOR
PROTECCIÓN PRIMARIA – INT. 52‐2T2
50/51/25
SIEMENS 7SJ6415‐5EB02‐1FA4 D2T+R01
Relé multifuncional de sobrecorriente, protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, sobrecarga 49 y verificación de sincronismo 25
CENSA LA FALLA
50/51/25 SALIDA DIGITAL
PROTECCION DE RESPALDO – INT. 52‐1T2
50/51
SIEMENS 7SJ6215‐5EB00‐0AR0 E1T+R01
Relé multifuncional de corriente; Protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, direccional de fases y tierra 67/67N
CENSA LA FALLA
50/51 SALIDA DIGITAL
R0
TEST SWITCH
TSW/50/51
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
ENTR
ADA
BINARIA
50BF
/25
BI06
SALIDA
DIGITAL
50BF
/25
R1
ALIMENTACIÓN
R3
B03R4
12 6B2
6B1
K11
K12
R1
R3
190
F211‐F301 Interruptor automático bipolar
125Vdc SIEMENS – 5SX5216‐7
191
3.6.2.3 POSICIONES DEL AUTOTRANSFORMADOR ATR – 138 / 69 kV
ATR – 52‐1R2
FALLAS MECÁNICAS AUTOTRANSFORMADOR 87T
SIEMENS 7PA2732‐0AA00‐2 E1R+R01 Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T,
sobrecarga 49, sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N Contactos de los relés de protección mecánica del autotransformador
Buchholz K016 Temperatura de aceite K017
AT K018 MT K019
Temperatura de devanados
BT K020 Sobrepresión K021
Cambiador de tomas sin tensión K022
Relé monoestable rápido
110/125 Vdc 4 contactos conmutables
SIEMENS
7PA2732‐0AA00‐2
CENSA LA FALLA Relé de disparo y bloqueo 7PA2251‐1 ‐ SIEMENS
86‐1R2
Relé repetidor DOLD 0A5630+ET1630
K066
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
ENTR
ADA
BINARIA
50BF
/25
BI06
SALIDA
DIGITAL
50BF
/25
R1
b
a 8
81
11
14 12
K12
K11
A2
A1
192
ATR – 52‐1R2
DIFERENCIAL DE CORRIENTES DEL AUTOTRANSFORMADOR
87T
SIEMENS 7UT6335‐5EB02‐1AA0 E1R+R01
Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T,
sobrecarga 49, sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N
CENSA LA FALLA
SALIDA
DIGITAL 87T BI10
TEST
SWITCH TSW/87T
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
ENTR
ADA
BINARIA
50BF
/25
BI06
SALIDA
DIGITAL
50BF/25
R1
ALIMENTACIÓN
F211‐F301 Interruptor automático bipolar
125Vdc SIEMENS – 5SX5216‐7
K8
K5
3A2
3A1
K12
K11
193
ATR – 52‐1R2
SOBRECORRIENTE AUTOTRANSFORMADOR
PROTECCIÓN PRIMARIA – INT. 52‐1R2
50/51
SIEMENS 7SJ6215‐5EB00‐0AR0 E1U+R01
Relé multifuncional de corriente; Protección de sobrecorriente de fases y
tierra 50/51, 50N/51N, direccional de fases y tierra 67/67N
CENSA LA FALLA
50/51
SALIDA
DIGITAL
R0
TEST
SWITCH TSW/50/51
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
ENTR
ADA
BINARIA
50BF
/25
BI06
SALIDA
DIGITAL
50BF
/25
R1
ALIMENTACIÓN
F211‐F301 Interruptor automático bipolar
125Vdc SIEMENS – 5SX5216‐7
R1
R3
12 6B2
6B1
K11
K12
194
3.7 ALARMAS Y SUPERVISIÓN REMOTA DEL NUEVO ESQUEMA DE LA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDA
En el Sistema SICAM PAS CC se determina cuales mensajes o eventos se definen
como alarmas.
Los eventos que se definen como alarmas son:
• Fallas en los equipos de la Subestación
• Violación de valores límites de las variables análogas
• Eventos de los relés de protección
• Fallas en los equipos del sistema de automatización
A la llegada de una alarma al sistema se genera una señal audible y se registra
en un listado. La señal audible puede ser silenciada por el operador, pero se
reactiva a la llegada de una nueva alarma.
En el listado, el operador puede reconocer las alarmas de forma individual o en
grupo. Se identifican con distinto color los siguientes tipos de alarma:
• Activa no reconocida
• Activa reconocida
• No activa no reconocida
Solo se borran de la lista las alarmas No activas reconocidas
Dependiendo del operador se pueden imprimir en las impresoras gráficas de
Nivel 2 el registro de eventos y la lista de alarmas.
195
3.7.1 ALARMAS POR ACTUACIÓN DEL NUEVO ESQUEMA DE PROTECCIÓN
DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDA
Al ocurrir una falla por la actuación de la protección diferencial de barras, el relé
que censa la falla es el SIPROTEC 7SS6010, a través de los relays 87BS1 y 87BS2,
al enclavar los contactos de los relés, estos energizan entradas binarias, las
cuales a través de programación interna CFC (Continuos Function Chart), indican
la señal de alarma en el monitor en que se visualiza la operación del sistema.
DISPARO 87BS1
RELE CONTACTOS ENTRADA BINARIA
ALIMENTACIÓN
87BS1
13‐14
BI20
Entradas Digitales BCU F111
125Vdc
DISPARO 87BS2
RELE CONTACTOS ENTRADA BINARIA
ALIMENTACIÓN
27/59
86BS2X.4
BI12
27/59
F211 ‐125 Vdc
87BS1‐87BS2 INDISPONIBLES
RELE CONTACTOS ENTRADA BINARIA
ALIMENTACIÓN
87BS1 25‐26
87BS2
25‐26
BI15
Entradas Digitales BCU F111
125Vdc
196
3.7.2 ALARMAS POR LA ACTUACIÓN DEL ESQUEMA DE FALLA BREAKER EN LAS
POSICIONES DE LÍNEA Y AUTOTRANSFORMADORES
3.7.2.1 POSICIONES DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
RELE 21P
SEÑAL DE ARRANQUE FUNCIÓN 50BF
SENSA RELE 21S
CONTACTO R23
ENT. BINARIA BI19 TEST SWITCH KSW21S
DISPARO FUNCIÓN 50BF ALIMENTACIÓN
RELE 21P
CONTACTO R9 TSW21P
21P‐ F201‐125Vdc
RELE 21S
SEÑAL DE ARRANQUE FUNCIÓN 50BF
SENSA RELE 21P
CONTACTO R23
ENT. BINARIA BI19 TEST SWITCH KSW21P
DISPARO FUNCIÓN 50BF ALIMENTACIÓN
RELE 21S
CONTACTO R9 TSW21S 21S‐ F201‐125Vdc
3.7.2.2 POSICIONES DE AUTOTRANSFORMADORES
SOBRECORRIENTE AUTOTRANSFORMADOR
SEÑAL DE ARRANQUE FUNCIÓN 50BF
SENSA RELE 50/51
CONTACTO R05 TEST SWITCH KSW50/51
RELE 50BF/25
ENT. BINARIA BI06
DISPARO FUNCIÓN 50BF ALIMENTACIÓN
RELE 50BF/25
CONTACTO R14 TSW50BF/25 DISPARO 2 – F211‐125Vdc
197
FALLAS MECANICAS AUTOTRANSFORMADOR
SEÑAL DE ARRANQUE ‐ FUNCIÓN 50BF
SENSA 86‐1N2
CONTACTO K006
RELE 50BF/25
ENT. BINARIA BI06
DISPARO FUNCIÓN 50BF ALIMENTACIÓN
RELE 50BF/25
CONTACTO R14 TSW50BF/25 DISPARO 2 ‐ F211‐125Vdc
DIFERENCIAL DE CORRIENTES AUTOTRANSFORMADOR
SEÑAL DE ARRANQUE ‐ FUNCIÓN 50BF
SENSA RELE 87T
CONTACTO B010 TEST SWITCH KSW87T
RELE 50BF/25
ENT. BINARIA BI06
DISPARO FUNCIÓN 50BF ALIMENTACIÓN
RELE 50BF/25
CONTACTO R14 TSW50BF/25 DISPARO 2 ‐ F211‐125Vdc
3.7.3 SUPERVISIÓN REMOTA
En la comunicación del sistema de automatización es posible crear los enlaces
necesarios para el intercambio de información dentro del sistema y con los
centros de control de nivel superior, IED’s, controladores de campo y otros
sistemas de base de datos de procesos de automatización.
198
Para las comunicaciones con centros de control de nivel superior están
disponibles los siguientes protocolos:
• IEC 60870‐5‐101
• IEC 60870‐5‐104
• DNP V3.00
• OPC Server
Para las comunicaciones con IED’s y controladores de campo están disponibles
los siguientes protocolos:
• IEC 61850 sobre TCP/IP
• Profibus FMS
• Profibus DP
• IEC 60870‐5‐103
• IEC 60870‐5‐101
• DNP V3.00
• Modbus RTU
• OPC Client
Adicionalmente, el uso del protocolo TCP / IP permite la integración a los
sistemas de comunicación con tecnología IT, como por ejemplo la utilización de
los protocolos de aplicación SNTP, SNMP y RSTP.
La utilización del OPC Client el sistema SICAM PAS intercambia datos con
cualquier sistema con OPC Server, por ejemplo controladores para protocolos
de otros fabricantes.
199
En la utilización del OPC Server el sistema SICAM PAS intercambia datos con
cualquier aplicación de lectura de datos OPC Client, por ejemplo sistemas de
visualización de datos de otros fabricantes.
Para las conexiones físicas se tienen disponibles interfaces en RS232, RS485 y
Ethernet en 10/100BaseTX con cables tipo SFTP o Fibra Óptica 100BaseFX.
La arquitectura lógica del sistema de automatización está conformada por
cuatro niveles jerárquicos de control y las comunicaciones asociadas entre estos
niveles.
En la subestación “Pascuales” la comunicación con los centros de control de
nivel superior se da mediante el protocolo IEC 60870‐5‐101 y para la
comunicación con los IED (controladores de bahía y relés de protección) en
protocolo IEC 61850.
En la subestación “Pascuales” no se cuenta con el suministro de las licencias de
OPC Client, ya que no se requieren para la implementación del sistema. La
funcionalidad OPC Server está incluida en el paquete básico, por lo que no
requiere de licencia y si se encuentra incluida.
En la arquitectura de la del sistema de automatización está conformada por
cuatro niveles jerárquicos de control; el Nivel 3 es el que corresponde al
sistema remoto de información conformado por el CENACE, el COT y usuarios
corporativos (usuarios del sistema de gestión remota de protecciones y
controladores de campo)
200
COMUNICACIONES NIVEL 3 – NIVEL 2
Para la conexión física del sistema de Nivel 3 (CENACE y COT) con el Nivel 2, en
la subestación Pascuales, TRANSELECTRIC provee de un enlace de datos serial
mediante una interfaz RS232 del equipo de comunicaciones. A esta interfaz se
conectarán a través de un Switch RS400 mediante enlaces seriales RS232.
Este equipo posee en un extremo 2 puertos seriales RS232 (para la conexión
hacia el CENACE y COT) y por el otro lado 2 puertos de fibra óptica (100BaseFX)
para la conexión en protocolo UDP/IP a la red LAN Ethernet de la subestación.
Este enlace se hará mediante fibra óptica desde el Switch RS400 hasta dos
switches Ethernet RS8000H. El Switch RS400 es la interfaz serial física del
puerto serial virtual creado en la SICAM SU. El protocolo usado para esta
conexión con el CENACE y el COT es el IEC60870‐5‐101.
El Switch RS400 está asociado al SICAM SU. El estado del Switch RS400 se
supervisa mediante la conexión del contacto de vida que posee a un
Controlador de Campo (6MD63) ubicado en el mismo gabinete.
Para la conexión del sistema de gestión remota de protecciones, en la
subestación Pascuales, TRANSELECTRIC provee de un enlace a la red WAN
corporativa mediante una interfaz Ethernet 10/100BaseTX con conector RJ45.
Esta interfaz se conecta mediante cable SFTP a la estación local de gestión de
protecciones y controladores de campo. La función de gestión remota se hará a
201
través de la herramienta Remote Desktop propia del sistema operacional
Windows XP Prof.
Para evitar el acceso desde la red WAN corporativa de TRANSELECTRIC a la red
LAN de la subestación de usuarios no autorizados a través de la estación local
de gestión, se configurará en este equipo las funciones de Firewall propias del
sistema Windows XP Prof. El protocolo usado para esta aplicación es el TCP/IP.
El sistema SICAM PAS corresponde al sistema de automatización de Nivel 2.
Este sistema está conformado por dos SICAM SU en configuración redundante
HOT – HOT donde solo una a la vez tiene atributos de control mientras la otra
opera en modo de supervisión. La comunicación con el nivel 3 (CENACE y COT)
solo la realizará la SICAM SU que tenga atributos de control. La otra SICAM SU
tendrá el servicio de IEC 60870‐5‐101 apagado (en standby).
En cada una de las SICAM SU está instalado el sistema SICAM PAS Full Server en
versión Runtime, el cual contiene la base de datos relacional en tiempo real del
sistema. Como sistema de interfaz de usuario de Nivel 2 y sistema de
almacenamiento de datos históricos, está instalado el software SICAM PAS CC
en versión Runtime en una estación de trabajo con dos impresoras locales.
COMUNICACIONES NIVEL 2
La red física de comunicaciones de Nivel 2 integra tanto a los diferentes equipos
de Nivel 2 (SICAM SU, Estaciones de Interfaz de Usuario y Servidor SNTP) cómo a
los equipos de Nivel 1 (BCU’s y relés de protección). Adicionalmente sirve
202
también de medio para la comunicación de los equipos de Nivel 1 entre sí. Esta
red corresponde a una red LAN única a nivel de subestación, de campo y de
proceso. Esta red está basada en una plataforma de tecnología Ethernet full
dúplex con conexiones 10/100BaseTX y 100BaseFX en configuración
redundante formada por enlaces de tipo anillo.
En la subestación “Pascuales” debido a la cantidad de equipos la topología está
constituida por dos switches tipo RS8000, dos switches tipo RS8000T y un
switches RS400 para la comunicación hacia nivel 3 y los IED’s de la subestación.
Todos estos equipos se interconectan entre sí mediante dos enlaces full dúplex
en fibra óptica formando una topología (redundante) en anillo.
• Los switches RS8000T de la Subestación Pascuales poseen 2 puertos de fibra
óptica (100BaseFX) y 6 puertos eléctricos (10/100BaseTX). El primer puerto
(100BaseFX) se utiliza en ambos switches para la interconexión entre sí y el
segundo puerto (100BaseFX) se utiliza para la interconexión con los
switches RS8000. Los 6 puertos (10/100BaseTX) se utilizan de la siguiente
manera:
- A un switches RS8000T se conectan mediante cables SFTP, una SICAM
SU (100BaseTX) y la estación IU (100BaseTX). Los otros 4 puertos
quedan de reserva.
203
- Al otro switches RS8000T se conectan mediante cables SFTP la otra
SICAM SU (100BaseTX) y el servidor de sincronización de tiempo SNTP
(100BaseTX). Los otros 4 puertos quedan de reserva.
El enlace hacia la estación IU se hace mediante TCP/IP y el enlace al servidor de
tiempo se hace mediante SNTP sobre UDP/IP.
• Los switches RS8000 existentes en la Subestación “Pascuales” poseen 8
puertos de fibra óptica (100BaseFX). Un primer puerto (100BaseFX) se
utiliza en ambos switches para la interconexión entre si y un segundo puerto
(100BaseFX) se utiliza para la interconexión con los switches RS8000H. Los
otros 6 puertos de fibra adicionales se utilizan para la conexión de los
subanillos que integrarán a los equipos de Nivel 1 en la red LAN de la
subestación. Cada subanillo comienza en un puerto de uno de los switches
RS8000, pasa por una caseta (uno o dos anillos para cada caseta diferenciada
por nivel de tensión) y vuelve a un puerto del otro switches RS8000 para
cerrar el subanillo. El protocolo usado para el enlace de los equipos de Nivel
1 al Nivel 2 se hace a través del protocolo IEC61850 sobre TCP/IP.
• El switch RS400 existente en la Subestación Pascuales posee 2 puertos de
fibra óptica (100BaseFX), 2 puertos eléctricos (10/100BaseTX) y 4 puertos
seriales (RS‐232). Los puertos (100BaseFX) se utilizan para la interconexión
con los switchesRS8000H. De los puertos seriales (RS‐232), dos se utilizan
204
para la comunicación con nivel 3 (CENACE y COT) y los otros dos quedan de
reserva. Los 2 puertos (10/100BaseTX) quedan de reserva.
El protocolo usado para la comunicación con nivel 3 es IEC 60870‐5‐101
empaquetado sobre UDP/IP.
En las casetas cada equipo de Nivel 1 (controladores de campo e IED’s de
protección) posee dos interfaces full duplex 100BaseFX para integrarse
directamente a la red Ethernet conformada por los subanillos. Los únicos
equipos que no cuentan con este tipo de interfaz son los de la unidad central de
la protección diferencial de barras de 230 kV.
Aunque la integración de la protección diferencial de barras se hará a través de
la unidad central de la misma utilizando el mismo protocolo usado para integrar
los otros IED’s de la subestación (IEC 61850), esta unidad no cuenta con puertos
ópticos. En su lugar cuenta con dos interfaces 100BaseTX (RJ45). Para integrar
este equipo en el anillo de fibra óptica se instalará en el mimo tablero de la
unidad central un switch RS8000T, el cual posee puertos de fibra óptica
100BaseFX y RJ45 100BaseTX.
Sobre la misma red física Ethernet van independientes unos de los otros los
servicios de control (IEC61850, IEC 60870‐5‐101 empaquetado sobre UDP/IP,
SNTP) y de gestión (DIGSI sobre TCP/IP) de los IED’s (relés de protección) y
controladores de campo.
205
Nivel 1
Este nivel está conformado por los controladores de campo (6MD66)
relacionados cada uno con un campo de la subestación y servicios auxiliares,
encargados de la adquisición de datos digitales y análogos, cálculos, acciones de
control, enclavamientos, secuencias y operación local a través de la interfaz de
usuario de nivel 1 (incluidas en los controladores de campo). Adicionalmente el
Nivel 1 está conformado también por los IED’s de protección los cuales poseen
igualmente propiedades de adquisición de datos digitales y análogos, cálculos,
acciones de control y enclavamientos. A éste nivel también se encuentra el
regulador de tensión de los transformadores. La adquisición de datos se hace
mediante cableado convencional a las señales individuales de entrada y salida
digitales y análogas de los IED’s y controladores de campo asociados con los
equipos de potencia en el patio de la subestación.
Los controladores de campo y los IED’s de protección se encuentran distribuidos
en casetas en el patio de la subestación y en la sala de control de la siguiente
forma:
• Sala de control incluye un controlador de campo para los servicios auxiliares
generales de la subestación y para la adquisición de señales digitales de los
equipos de Nivel 2.
206
• Caseta 230 kV incluye los controladores de campo e IED’s de protección
relacionados con los campos de transformador por el lado de 230 kV, los
campos de línea y el campo de transferencia (acople).
• Caseta 138 kV incluye los controladores de campo e IED’s de protección
relacionados con los campos de transformador por el lado de 138 kV, los
campos de línea y el campo de transferencia (acople).
• Caseta 69 kV incluye los controladores de campo e IED’s de protección
relacionados con los campos de transformador por el lado de 69 kV, los
campos de línea y el campo de transferencia (acople).
Comunicaciones Nivel 1
La red Ethernet que se describió anteriormente conforma una red LAN única a
nivel de subestación, de campo y de proceso, donde se integran directamente
los equipos de Nivel 1 y Nivel 2. A través de esta misma red los equipos de
Nivel 1 comparten información entre sí, de esta forma las funciones de control,
operación y enclavamientos de Nivel 1 son independientes del Nivel 2. Estos
enlaces se hacen mediante el protocolo IEC61850. Cada controlador de campo
posee dos interfaces full dúplex 100BaseFX para integrarse directamente a la
red Ethernet conformada por los subanillos.
207
Nivel 0
A éste nivel se encuentran los transformadores, equipos de alta tensión y los
equipos de servicios auxiliares de la subestación.
208
Fig. 41 Distribución de los tableros en la caseta de 138 kV
209
3.8 CARACTERÍSTICAS DE LA NUEVA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
DISTRIBUIDA
Un sistema de protección diferencial de barras debe tener varias características
de comportamiento para que pueda asegurar el cumplimiento de sus funciones.
Las principales son:
3.8.1 SENSIBILIDAD
Es la capacidad de detectar una falla por muy pequeña o incipiente que sea. La
mayor sensibilidad viene a ser la capacidad para diferenciar una situación de
falla con una situación de no existencia de falla.
• Pick up de origen: 0.10 a 1.00 Ino
• Rango de medición: 0 a 240% Ino
• Tolerancia: 5% del valor nominal
3.8.2 SELECTIVIDAD
A través del relé auxiliar ZE126 el cual es un modelo auxiliar de réplica de
interruptor o seccionador para relé diferencial de barras centralizado, se
discrimina si se encuentran conectadas las secciones de barra a través de los
seccionadores 89‐1Y1 Y 89‐1Y3.
3.8.3 VELOCIDAD
Es la capacidad de respuesta con el mínimo tiempo. La necesidad de tener una
rápida respuesta está relacionada con la minimización de los daños por causa de
la falla.
210
• Mínima duración del comando de disparo: 0.01 a 32 s (pasos de 0.01)
• Tiempo de retraso de disparo: 0.00 a 10.00 (pasos de 0.01s)
• Tiempo mínimo de disparo 50/60Hz: 10ms
• Tiempo típico de disparo: 12 ms (medición rápida)
• Tiempo de reset: 26 ms
3.8.4 SEGURIDAD
Es la capacidad de no actuar cuando no es necesario, aún cuando en
condiciones de falla se produzcan tensiones y corrientes transitorias, las cuales
puedan ocasionar errores en la discriminación de la falla dentro de la zona de
protección.
La nueva protección diferencial de barras distribuida es óptimo para:
• Número ilimitado de alimentadores
• Baja impedancia en el método de medición
• Apto para todos los niveles de voltaje
3.8.5 CAPACIDAD DE REGISTRO
Permite la capacidad de almacenar información relativa a la falla con la finalidad
de proporcionar datos de las fallas.
El registro de las fallas guarda simultáneamente al momento en que se
energizan las bobinas auxiliares de las entradas binarias del registrador de fallas.
211
POSICIÓN ENTRADA BINARIA
CEDEGE BI9
SANTA ELENA BI9
ELECTROQUIL BI9
SALITRAL 2 BI9
SALITRAL 1 BI9
POLICENTRO 2 BI9
POLICENTRO 1 BI9
ATT BI12
ATU BI5
ATR BI12
ATQ BI5
87BS2 BI2
87BS1 BI1
3.9 INTERFAZ HOMBRE – MÁQUINA
La interfaz de nivel 2 del sistema de control SICAM PAS se ejecuta sobre un PC
Fujitsu Siemens SCENIC W620 con las siguientes características:
• Intel Pentium 4 ‐ 2.93 GHZ
• 1 GB de RAM
• 40 GB de disco duro, S‐ATA
• Monitor LCD 20” SCENIC VIEW P20‐2
• FDD 1.44 MB
• CD‐RW/DVD
• nVIDIA GeForce 6200 TC 128MB
• 4 USB 2.0 externos
• 4 USB 2.0 internos
• LAN 10/100/1000 MB
212
En la Subestación Pascuales se instalará Windows XP Professional SP2 en
español.
Esta interfaz está construida en la plataforma provista por el programa SIMATIC
WINCC (Windows Control Center), la cual permite la interacción entre el usuario
y el sistema SICAM PAS en una forma gráfica, amigable y sencilla, basada en los
estándares de Windows.
Entre las diferentes características ofrecidas por esta interfaz están las
siguientes:
• Permite la supervisión de los estados de los diferentes equipos de patio
de la subestación mediante la representación gráfica de los mismos.
• Permite el control de los equipos de patio mediante el uso del puntero o
ratón del computador.
• Realimenta al operador con información sobre los resultados de las
acciones realizadas (comandos exitosos o no exitosos, causa de la no
realización de uno de ellos, origen de la acción, etc.)
• Permite el registro continuo de los eventos de la subestación. El
almacenamiento de eventos en la IHM tiene las siguientes
características:
- Los eventos son guardados en varios segmentos de base de
datos, cada uno de los cuales almacena eventos hasta que el
tamaño programado para cada segmento ha sido excedido, o
213
hasta que el periodo de tiempo máximo asignado haya sido
excedido.
- Una vez excedido cualquiera de los límites de un segmento
(tamaño o periodo) se crea un nuevo segmento. En este se
almacenarán los eventos subsiguientes.
- Cuando la totalidad de segmentos almacenados supere
determinado tamaño o determinado intervalo de tiempo, el
segmento más antiguo es eliminado.
- Los eventos son almacenados con estampa de tiempo, teniendo
esta una precisión de 1 ms.
- La capacidad de almacenamiento está limitada por el espacio
libre en el disco duro.
• Permite la creación de funciones personalizadas mediante el lenguaje de
programación C o Visual Basic, con lo cual se pueden realizar funciones
para múltiples tareas, tales como la navegación entre los diferentes
despliegues, la derivación de energías a partir de valores análogos, etc.
• Permite la creación de archivos de valores análogos, los cuales pueden
ser observados en forma tabular o como curvas de tendencia. Estos
archivos pueden ser exportados fácilmente a otras aplicaciones (tales
como MS Excel) para la realización de informes personalizados. Para el
proyecto ST5 de modernización de la subestación Pascuales, se generan
214
tres tipos de archivos de curvas de tendencia:
- Tendencias de Corto Plazo en el que se archivarán algunas
medidas selectas (las medidas más representativas de la
subestación) en intervalos de 5 segundos y cubriendo un periodo
de 1 día (17280 registros – 540kB).
Las medidas propuestas para almacenar en este archivo serán:
Tensión entre fases B y C de cada Campo
Frecuencia de cada Campo
Potencia Activa de cada Campo
Potencia Reactiva de cada Campo
- Tendencias de largo plazo en el que se archivarán todas las
medidas adquiridas en la subestación. Estas serán adquiridas en
intervalos de 15 minutos y cubriendo un intervalo de 100 días
(28800 registros – 90kB).
- Contadores: en el que se archivarán las energías adquiridas en el
sistema en intervalos de 15 minutos, cubriendo un periodo de 1
año (35040 registros – 1095kB).
3.10 PARAMETRIZACIÓN DE LOS EQUIPOS SIPROTEC APLICADOS A LA NUEVA
PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
Al parametrizar un equipo SIPROTEC se debe especificar: funciones a utilizar,
datos, magnitudes de medida y órdenes que desea registrar o extraer a través
215
de que entradas y salidas; poder crear funciones en el CFC DIGSI 4, que
informaciones mostrar en la pantalla, interfaces de comunicación a utilizar.
La primera parametrización se la realiza en el estado de offline, ya que no
precisa una conexión al equipo; si ya se encuentra conectado al equipo se
puede realizar la parametrización de las dos maneras online u offline.
Los equipos a parametrizar para que cumplan la protección diferencial de
barras distribuida de 138kV son:
SIPROTEC ‐ 7SS6010 ‐ 87B
(Diferencial de barras distribuida)
SIPROTEC ‐ 7SA6125‐5AB02‐7PR4 ‐ 21P/21S
(Esquema de falla de breaker para las líneas de transmisión)
SIPROTEC ‐ 7SA61155AB020AR0 ‐ 50BF/25
(Esquema de falla de breaker para los autotransformadores)
3.11 PARAMETRIZACIÓN DEL EQUIPO DE LA NUEVA PROTECCIÓN DIFERENCIAL
DE BARRAS SIPROTEC‐7SS6010 ‐ 87B
Para insertar el equipo SIPROTEC 7SS6010 ‐ 87B en el proyecto proceda de la
forma siguiente:
• En la estructura del proyecto MOD PASCUALES seleccione el nivel en que se
quiere insertar el equipo (138kV – TRANSFERENCIA) directorio de destino) y
216
abra, en el menú contextual Insertar nuevo objeto → Equipo SIPROTEC o en el
Catálogo de equipos, al observar la figura 42.
Fig. 42 Admisión de la protección 7SS6010 al proyecto
Antes de que se inserte el equipo en la estructura del proyecto, se abre el
cuadro de diálogo Propiedades ‐ Equipo SIPROTEC, y la pestaña MLFB.
En la lista desplegable seleccione los parámetros que correspondan al número
de pedido (número MLFB) de la versión de su equipo y confirme la elección con
Aceptar.
En la pestaña MLFB se especifica la referencia de pedido MLFB de su equipo
SIPROTEC 4, los cuales están codificados el tipo y la versión del equipo. MLFB:
7SS6010
217
Fig. 43 MLFB del SIPROTEC 7SS6010
3.11.1 MODOS DE OPERACIÓN OFF LINE
En el modo de operación off line no existe ninguna conexión con el equipo.
En el modo de operación off line
determina la capacidad de funciones de un equipo SIPROTEC 4,
efectúan los ajustes de cada función,
configuran informaciones,
elaboran el display de monitorización y el de control con el programa
opcional Display Editor DIGSI 4 ,
se determinan las configuraciones para los interfaces, la sincronización
de tiempo y los códigos de acceso,
realizan funciones lógicas con el programa opcional CFC DIGSI 4,
visualizan los avisos y valores de medida guardados,
218
determinan los valores límite,
visualizan las perturbografías memorizadas y se evalúan con el
programa opcional SIGRA 4,
guardan todos los datos procesados en ficheros.
Fig. 44 Modo offline del SIPROTEC 7SS6010
Al ejecutar el elemento de protección SIPROTEC 7SS6010 ‐ 87B, con el tipo de
conexión off line para realizar la configuración se abre una pantalla en la cual
muestra las funciones de parametrización, anunciación y valores de falla del
relé de protección, como se muestra en la figura 45.
219
Fig. 45 Funciones de configuración del SIPROTEC 7SS6010
Al ejecutar la configuración del relé 7SS601 requiere algunos datos básicos del
sistema de potencia y la conmutación a fin de que se puedan coincidir funciones
con los datos y sus usos, con funciones como:
Power system data
Buscar protection
Differential current supervisión
Fig.46 Configuración de parámetros del SIPROTEC 7SS6010
220
3.11.2 CONFIGURACIÓN DE PARÁMETROS DEL POWER SYSTEM DATA
FIG. 47 Configuración de parámetros del POWER SYSTEM DATA
Como se observa en la figura 47, al ejecutar la función POWER SYST. DAT de la
comunicación de datos, cuenta con tres parámetros a configurar como
frecuencia nominal, comando de mínima duración de disparo y función de
cierre.
3.11.2.1 FRECUENCIA NOMINAL
El parámetro 01 FREQ(1101) es usado para setear el sistema de frecuencia
nominal del sistema que es de 60Hz.
221
3.11.2.2 COMANDO DE MÍNIMA DURACIÓN DE DISPARO
El parámetro para el comando de Mínima duración de TRIP es 01 T‐TRIP ‐
Dirección (1134) asegura que todos los interruptores conectados a la barra
serán disparados confiablemente como sea necesario.
El comando de mínima duración de disparo puede también prevenir daño a los
comandos de disparo del sistema de protección, que podría ocurrir si los
contactos si se abren antes que los contactos auxiliares de los interruptores
interrumpiendo el flujo de la corriente hacia la bobina de disparo. Se encuentra
configurado para que actúe bajo los 15 segundos.
Fig. 48 Configuración de parámetros de frecuencia y el comando de mínima duración de disparo
222
3.11.2.3 FUNCIÓN DE CIERRE
El parámetro 01 LOCK OUT ‐ Dirección (1135) realiza el comando de disparo
hasta que se realice el reset. El comando de disparo es guardado por la función
del cierre no realiza un reset por una falla eléctrica auxiliar; cae disipado, sin
embargo, mientras persista la falla de voltaje auxiliar, no tiene ningún voltaje de
fuente.
Si la función del cierre se fija a ON el estado el cierre se puede reajustar
solamente vía una entrada binaria. Si se fija ON/release by button, el cierre se
puede reajustar con la llave de N o con una entrada binaria.
Fig. 49 Configuración del parámetro de función de cierre
223
3.11.3 CONFIGURACIÓN DE PARÁMETROS DE BUSBAR PROTECTION
Al ejecutar la función BUSBAR PROTECTION, se visualizan cuatro parámetros a
configurar como: estado de la protección de barra, comienzo del diferencial de
corrientes, factor de estabilización, tiempo de retardo del disparo.
3.11.3.1 ESTADO DE LA PROTECCIÓN DE BARRA
El parámetro State of Busbar protection ‐ Dirección (1501) se utiliza para
activar (ON) o para desactivar (OFF) función de la protección de la barra. Puede
también ser fijada para bloquear los comand relays y de la señal mientras que
la función de la protección es activa (BLOCK TRIPPING).
El sistema de medición 7SS601 procesa las sumas externamente formadas por
las corrientes diferencial Id y restricción Ir. Por medio de estos dos valores
medidos, la función de la protección reconoce la presencia de una falla en su
zona asociada de la protección.
Fig. 50 Disparo característico de la protección diferencial de barras
224
El la figura 50 se demuestra el disparo característico de la protección. La
característica se divide en una porción horizontal y una porción con una rampa
constantemente de levantamiento. Solo los valores pares de las corrientes
diferencial y restricción son las características que constituyen las fallas de
barra que transportan a un comando de disparo.
El nivel de la porción horizontal de la característica es determinada por el
parámetro 10Id (1505). La rampa de la porción de levantamiento se puede
variar por el ajuste del parámetro 10K fac(1506).
El parámetro 13 ID thr (1802) constituye el comienzo seleccionable para la
supervisión de la corriente diferencial.
Fig. 51 Configuración del estado de la protección de barra
225
3.11.3.2 VALOR DE PICK‐UP DE LA CORRIENTE DIFERENCIAL
Para la detección de fallas y disparos de la protección se utiliza solamente las
corrientes normalizadas Id e Ir que exceden el comienzo calibrado en Id ‐
Dirección (1505). Se reajusta la detección de falla cuando el valor cae por
debajo del comienzo de nuevo.
Fig. 52 Configuración del Pick‐up de la corriente diferencial
El comienzo Id – Dirección (1505) tiene una influencia en la sensibilidad de la
protección para pequeñas corrientes de falla. Cuando las condiciones de
suministro sean bajas o el punto común aterrizado cree una sola corriente de
falla de tierra en el rango de la carga, el Id ‐ Dirección (1505) tendría que ser
fijado por debajo del valor nominal. Debe ser considerado, aunque, con una alta
226
carga la falla de un transformador de corriente podría entonces causar un
disparo de la barra. En este caso los criterios adicionales deben asegurar la
estabilidad (ejemplo. eliminación adicional de separación del camino de voltaje
por medio de un dispositivo de protección del alimentador).
3.11.3.3 FACTOR DE RESTRICCIÓN
El factor de restricción 10K fac(1506) permite adaptar la estabilidad de la
protección que mantenga las condiciones de servicio.
Aunque un alto ajuste para este factor mejore la estabilidad con respecto a las
fallas fuera de la zona protegida, reduce la sensibilidad para la detección de
fallas de la barra. El 10K fac(1506) debe por lo tanto ser elegido tan bajo como
sea posible y como alto cuanto sea necesario.
Si el sistema de medición va a ser utilizado para la protección zona‐selectiva,
que será el caso en la mayoría de los usos, es recomendable utilizar el ajuste de
defecto de 10K fac(1506)
Donde un sistema de medición es utilizado para la protección de la zona de
chequeo, un valor bajo para 10K fac se recomienda evitar que las corrientes de
la carga de las secciones no falladas de la barra causan una sobre restricción.
227
Fig. 53 Configuración del factor de restricción
3.11.3.4 RETRASO DEL COMANDO DE DISPARO
Un retraso de tiempo que se ejecuta entre el algoritmo de la protección que
inicia al disparar y la salida del comando de disparo. Este paso de tiempo causa
retardo en la inicialización del comando de disparo (si otro disparo de tiempo
igual a cero es especificado). El comando del disparo se ejecuta solamente si
durante un paso de tiempo entero el disparar a través del algoritmo de la
protección. El paso de tiempo será reajustado prematuramente si el algoritmo
de la protección asume las condiciones que disparan no satisfacen. El tiempo de
retardo de disparo del comando puede ser especificado como el parámetro 10
228
TrpDly (1511). Debido a la configuración de sistema la exactitud del contador
de tiempo es de ± 10 ms.
Fig. 54 Configuración del retardo del comando de disparo
3.11.3.5 DESCRIPCIÓN DE LOS PARÁMETROS
TABLA 7. DESCRIPCION DE PARAMETROS BUSBAR PROTECTION DIGSI Addr.
Parámetros Settings posibles Default settings
Descripción
1501 10BUSBAR PROTEC
ON OFF
BLQ.TRP ON
Función de protección de
barra
1505 10Id> 0.2 Ino1 to 2.50 Ino
1 0.5 Ino1
Comienzo para la corriente diferencial
1506 10K fac 0.25 to 0.80 0.60 Sensibilidad para las fallas internas
1511 10 Tprdly 0.00 to 10.00 0.00 Retardo tiempo
de disparo
229
3.11.3.6 ALARMAS
TABLA 8. ALARMAS BUSBAR PROTECTION
Fno. Texto en LC Display
Funciones Lógicas
7721 Lock Out Estado de cierre
7911 BP act. Protección de barra activa
7914 BP Trip Protección de barra: Disparo
7915 BP Tdel Protección de barra: Delay tiempo de arranque
7922 BIPulS Supervisión del pulso de bloqueo
3.11.4 CONFIGURACIÓN DEL DIFERENTIAL CURRENT SUPERVISION
Al ejecutar la función DIFERENTIAL CURRENT SUPERVISION, se visualizan dos
parámetros a configurar, esto es: estado de supervisión de la corriente
diferencial y el comienzo de la supervisión de la corriente diferencial.
3.11.4.1 SUPERVISOR DE CORRIENTE DIFERENCIAL
El 7SS60 también permite supervisar los circuitos externos del transformador de
corriente. La supervisión arranca cuando el 13 ID thr (1802) se supera. Esta
respuesta viene con un retardo después de la función de la protección.
La función de supervisión diferencial tiene la tarea de detectar
malfuncionamientos durante la operación y del bloqueo de modo que no
comprometan la estabilidad del sistema contra averías externas. Esta función
de supervisión reconoce fallas del transformador de corriente, por ejemplo:
230
debido a las faltas de la fase, y envía una alarma. La supervisión actual
diferenciada puede bloquear la protección si opera antes.
Fig. 55 Configuración del estado de supervisión de la corriente diferencial
3.11.4.2 ARRANQUE DE LA SUPERVISIÓN DE CORRIENTE DIFERENCIAL
El comienzo 10Id (1508) tiene una influencia en la sensibilidad de la supervisión
de la protección para pequeñas corrientes de falla. Cuando las condiciones de
suministro sean bajas o el punto común aterrizado crea una sola corriente de
falla a tierra en el rango de la carga, 10Id (1505) tendría que ser fijado por
debajo del valor nominal. Debe ser considerado, aunque, con una alta carga la
231
falla de un transformador de corriente podría entonces causar un disparo de la
barra.
Fig. 56 Configuración del arranque de supervisión de la corriente diferencial
3.11.5 CONFIGURACIÓN DE LA CLASIFICACIÓN DE ENTRADAS DISCRETAS
Para la configuración de entradas discretas de led´s y contactos, se activa la
función Marshalling, en la cual aparecen funciones para clasificación de las
entradas binarias de los led´s, señales de relé, indicaciones de led´s y comandos
del relé.
232
Fig. 57 Clasificación de las entradas binarias, señales de relés, led´s indicadores
y relé de comando
Para configurar las entradas binarias se revisa el diagrama trifilar de control de
la nueva protección de barras distribuida de 138kV ( ver figura 39, página 138),
donde se configura según el diagrama establecido.
En la configuración de la clasificación de entrada binaria 1 (6101), se configuran
las funciones dadas, que se le quiera dar a la entrada binaria.
En la dirección 6102 que es la primera función de la entrada binaria 1, se
configura la señal de RESET LED´s, con un valor de activación en alto.
En la dirección 6103 que es la segunda función de la entrada binaria 1, se
configura la señal de LOCK OUT RESET, con un valor de activación en alto.
233
Fig. 58 Configuración de la función de la entrada binaria
En la configuración de la clasificación de señal de relay 3 (6243), se puede
configurar funciones dadas, que se le quiera dar a estas señales.
En la dirección 6244 que es la primera condición de la señal del relay 3, se
configura la señal de IDIFF: supervisión fault detected; así mismo en la segunda
condición de la señal del relay 3, se configura Busbar protection: Trip.
234
Fig. 59 Configuración de las señales de relé
Para la clasificación de las configuraciones de los LED´s, tomamos en cuenta que
señales queremos que sean anunciadas.
TABLA 9. CONFIGURACION DEL LED´S BUSBAR PROTECTION
Dirección No. Funtion led indicator Value
6302 1ero. Busbar protection: trip m
6322 2do. IDIff supervisión:fault condition Nm
6343 3ero. Busbar protection: blocked Nm
6364 4rto. Lock out: state Nm
235
Fig. 60 Configuración de los indicadores de led´s
Para la configuración de la clasificación del COMAND RELAY 2 (6422),
seleccionamos la primera condición de actuación del comand relay 2 (6433),
seleccionando el Busbar protection: trip.
236
Fig. 61 Configuración de la función comand relay
3.12 PARAMETRIZACIÓN DEL EQUIPO SIPROTEC ‐ 7SA6125 ‐ 21P/21S
El IED 7SA6125 es un relé multifuncional de distancia para fases y para fallas a
tierra, cuadrilateral con 6 zonas hacia adelante y atrás programables, bloqueo
por oscilación de potencia, compensación líneas paralelas, protección falla
fusible, 27/59/50BF/79/67N
Para insertar el equipo SIPROTEC 7SA6125 – 21P/21S en el proyecto se procede
de la forma siguiente:
• En la estructura del proyecto MOD PASCUALES seleccionamos el nivel en el
que quiera insertar el equipo (138KV – TRANSFERENCIA) directorio de destino) y
237
abra, en el menú contextual Insertar nuevo objeto → Equipo SIPROTEC o en el
Catálogo de equipos, el Catálogo de equipos
Fig. 62 Admisión del SIPROTEC 7SA6125 al proyecto
Antes de que se inserte el equipo en la estructura del proyecto, se abre el
cuadro de diálogo Propiedades ‐ Equipo SIPROTEC, y la pestaña MLFB.
• En la lista desplegable se selecciona los parámetros que correspondan al
número de pedido (número MLFB) de la versión de su equipo y se confirma la
elección con Aceptar.
3.12.1 CONFIGURACIÓN MLFB DEL SIPROTEC
En la pestaña MLFB se especifica la referencia de pedido MLFB de su equipo
SIPROTEC 4, los cuales están codificados el tipo y la versión del equipo.
MLFB: 7SA61255AB027PR4
238
Fig. 63 MLFB del SIPROTEC 7SA6125
3.12.2 PARAMETRIZACIÓN DEL SIPROTEC 7SA6125
Al momento de configurar el relé 21P/21S, se selecciona la subfunción (0039)
del relé 21P/21S, de la función del Setting Group A, en la cual se configura los
parámetros a proteger.
Esta función posee 3 viñetas para configurar la función 50BF del relé SIPROTEC
7SA6125 – 21P/21S, las cuales son: 50BF, falla final de protección y discrepancia
de polos.
239
Fig. 64 Configuración del SIPROTEC 7SA6125
En la disposición de la función 50BF tenemos los siguientes parámetros a
configurar:
TABLA 10. CONFIGURACION DE LA FUNCION 50BF DEL SIPROTEC 7SA6125
No. Settings Configuración Valores
3901 Protección de falla de breaker
50BF ON ON /OFF
3902 Origen de la corriente pick‐up
50BF 1.5A 0.25≤X≤100
3904 Retraso de 1 polo del
interruptor después del arranque del disparo local
0.1s 0.00≤X≤30
3905 Retraso de los 3 polos del interruptor después del arranque del disparo local
0.1s 0.00≤X≤30
3906 Retraso de 2 interruptores
después del disparo de la barra 0.25s 0.00≤X≤30
240
3907 Retraso por arranque de
interruptor fallado 0.1s 0.00≤X≤30
3908 Disparo total con selección de
interruptor fallado
Disparo son señal de disparo de
barra
Señal de disparo local/
barra/local&barra
3909 Chequeo de contactos de
breakers NO SI/NO
Fig. 65 Configuración de la función 50BF del SIPROTEC 7SA6125
241
En la disposición de la final de la falla de protección tenemos los siguientes
parámetros a configurar:
TABLA 11. CONFIGURACION DEL FINAL DE FALLA DE LA PROTECCION
No. Settings Configuración Valores
3921 Final de falla del interruptor ON ON /OFF
3922 Retraso del disparo del final de
falla del interruptor 0.1 0.25≤X≤100
Fig. 66 Configuración del final de falla de la protección – Función 50BF
242
En la disposición de discrepancia de polos tenemos los siguientes parámetros a
configurar:
TABLA 12. DISCREPANCIA DE POLOS – Función 50BF
No. Settings Configuración Valores
3931 Supervisión de discrepancia de
polos ON ON /OFF
3932 Retraso del disparo con discrepancia de polos
0.1 0.25≤X≤100
Fig. 67 Configuración de la discrepancia de polos – Función 50BF
243
3.12.3 PARAMETRIZACIÓN DE LAS ENTRADAS BINARIAS, SALIDAS DIGITALES Y
LED´S DEL SIPROTEC 7SA6125
La matriz de configuración del equipo es una herramienta versátil que permite
configurar y editar las informaciones de un equipo SIPROTEC 4.
Se denomina informaciones, no sólo a los valores de medida, valores de
contaje, avisos y órdenes del equipo, sino también las magnitudes que se
utilizan con las funciones lógicas de CFC DIGSI 4. La matriz de configuración del
equipo sólo puede editarse con DIGSI 4. En la pantalla del equipo puede ver la
configuración pero no modificarla.
La matriz de configuración del equipo le permite asignar informaciones a
distintos componentes del equipo SIPROTEC 4 como, por ejemplo, entradas y
salidas binarias, LED, buffers, imágenes de la pantalla, etc.
Para ello fija la asignación y el tipo de asignación, por ejemplo, un aviso se
puede configurar, tanto memorizado como sin memorizar, a un LED.
Puede vincular las informaciones a un origen y/o un destino. Configurar una
información a un origen significa que un suceso origina ésta.
Configurar una información a destino, significa, que ésta será transferida o
producirá una reacción.
244
TABLA 13. CONFIGURACION ENTRADAS BINARIAS Y SALIDAS DIGITALES
IED´s Entrada Binaria
Descripción señal Causas de falla
Información DIGSI
21P/21S BI19 Protección 50BF
Arranque Reposición externa
50BF
21P/21S BI20 Protección 50BF Disparo Arranque 3polos externo 50BF
IED´s Salida Digital
Descripción señal Causas de falla
Información DIGSI
21P/21S R6 Disparo 50BF etapa 0 Disparo de final de falla de interruptor
Disparo en caso de falla de Interruptor
Disparo de barra 21P/21S R9 Disparo 50BF etapa 2 a relé 86 en campo de
transferencia Disparo de final de falla de interruptor
Disparo en caso de falla de Interruptor
Disparo de barra 21P/21S R12 DDT por 59 envio 21P
Disparo de final de falla de interruptor
21P/21S R13 Disparo bobina 1
Int. 52‐112
21P/21S R14 Disparo bobina 2
Int. 52‐112
21P/21S R15 Disparo bobina 1
52‐1ø2
Disparo local A‐B‐C
Disparo en caso de falla de Interruptor
Disparo de barra 21P/21S R17 Señal de disparo 50BF etapa 0 / etapa 2
Disparo de final de falla de interruptor
245
Fig. 68 Configuración de las entradas binarias – Función 50BF – 7SA6125
Fig. 69 Configuración de las salidas digitales – Función 50BF‐ 7SA6125
246
Tabla 14. LED´s ‐ Función 50BF
Anunciación de LED´s Casos
Disparo en caso de falla
de Interruptor
Disparo de barra LED 4
Disparo de final de falla
de interruptor
Fig. 70 Configuración de las señales de los led´s – Función 50BF – 7SA6125
247
3.13 PARAMETRIZACIÓN DEL EQUIPO SIPROTEC ‐ 7SA6115 ‐ 50BF/25
El IED 7SA6115 es un relé multifuncional de interruptor, protección de falla de
interruptor 50BF, verificación de sincronismo 25, recierre 79 y sobre y sub‐
tensión59/27.
Para insertar el equipo SIPROTEC 7SA6115 ‐ 50BF/25 en el proyecto se procede
de la forma siguiente:
• En la estructura del proyecto MOD PASCUALES se selecciona el nivel en el que
se quiere insertar el equipo (138KV – TRANSFERENCIA) directorio de destino) y
se procede a abrir, en el menú contextual Insertar nuevo objeto → Equipo
SIPROTEC o en el Catálogo de equipos, el Catálogo de equipos
Fig. 71 Admisión del equipo SIPROTEC 7SA6115 al proyecto
248
Antes de que se inserte el equipo en la estructura del proyecto, se abre el
cuadro de diálogo Propiedades ‐ Equipo SIPROTEC, y la pestaña MLFB.
• En la lista desplegable se selecciona los parámetros que corresponden al
número de pedido (número MLFB) de la versión del equipo y se confirma la
elección con Aceptar.
3.13.1 CONFIGURACIÓN DEL MLFB DEL SIPROTEC
En la pestaña MLFB se especifica la referencia de pedido MLFB de su equipo
SIPROTEC 4, los cuales están codificados el tipo y la versión del equipo.
MLFB: 7SA61155AB020AR0
Fig. 72 MLFB del SIPROTEC 7SA6115
249
3.13.2 PARAMETRIZACIÓN DEL SIPROTEC 7SA6115
Al momento de configurar el relé 50BF/25, se selecciona la subfunción (0039)
del relé 50BF/25 en el Setting Group A, para poder configurar según los
parámetros a proteger.
Esta función posee 3 viñetas para configurar la función 50BF del relé SIPROTEC
7SA6115 ‐ 50BF/25, las cuales son: 50BF, falla final de protección y discrepancia
de polos.
Fig. 73 Configuración del SIPROTEC 7SA6115
250
En la disposición de la función 50BF se configura los siguientes parámetros:
TABLA 15. CONFIGURACIÓN DE LA FUNCIÓN 50BF DEL SIPROTEC 7SA6115
No. Settings Configuración Valores
3901 Protección de falla de breaker 50BF
ON ON /OFF
3902 Origen de la corriente pick‐up 50BF
1.8A 0.25≤X≤100
3904 Retraso de 1 polo del interruptor después del arranque del disparo local
0.1s 0.00≤X≤30
3905 Retraso de los 3 polos del interruptor después del arranque del disparo local
0.1s 0.00≤X≤30
3906 Retraso de 2 interruptores después del disparo de la barra
0.25s 0.00≤X≤30
3907 Retraso por arranque de interruptor fallado
0.0s 0.00≤X≤30
3908 Disparo total con selección de interruptor fallado
Disparo son señal de disparo de
barra
Señal de disparo local/ barra/
local‐barra
3909 Chequeo de contactos de breakers
NO SI/NO
251
Fig. 74 Configuración de la función 50BF del SIPROTEC 7SA6125
En la disposición de la final de la falla de protección se configura los siguientes
parámetros:
TABLA 16. CONFIGURACIÓN DEL FINAL DE FALLA DE LA PROTECCIÓN
No. Settings Configuración Valores
3921 Final de falla del interruptor ON ON /OFF
3922 Retraso del disparo del final de
falla del interruptor 0.1 0.25≤X≤100
252
Fig. 75 Configuración del final de falla de la protección
En la disposición de discrepancia de polos tenemos los siguientes parámetros a
configurar:
TABLA 17. DISCREPANCIA DE POLOS – FUNCIÓN 50BF
No. Settings Configuración Valores
3931 Supervisión de discrepancia de
polos ON ON /OFF
3932 Retraso del disparo con
discrepancia de polos 0.1 0.25≤X≤100
253
Fig. 76 Configuración de la discrepancia de polos – Función 50BF
3.13.3 PARAMETRIZACIÓN DE LAS ENTRADAS BINARIAS, SALIDAS DIGITALES Y
LED´S DEL SIPROTEC 7SA6115
La matriz de configuración del equipo es una herramienta versátil que permite
configurar y editar las informaciones de un equipo SIPROTEC 4.
Se denominan informaciones, no sólo a los valores de medida, valores de
contaje, avisos y órdenes del equipo, sino también a las magnitudes que se
utilizan con las funciones lógicas de CFC DIGSI 4. La matriz de configuración del
254
equipo sólo puede editarse con DIGSI 4. En la pantalla del equipo puede ver la
configuración pero no modificarla.
La matriz de configuración del equipo le permite asignar informaciones a
distintos componentes del equipo SIPROTEC 4 como, por ejemplo, entradas y
salidas binarias, LED, buffers, imágenes de la pantalla, etc.
Para ello fija la asignación y el tipo de asignación, por ejemplo, un aviso se
puede configurar, tanto memorizado como sin memorizar, a un LED.
Puede vincular las informaciones a un origen y/o un destino. Configurar una
información a un origen significa que un suceso origina ésta.
Configurar una información a destino, significa, que ésta será transferida o
producirá una reacción.
255
TABLA 18. CONFIGURACIÓN DE ENTRADAS BINARIAS Y SALIDAS DIGITALES
IED´s Entrada Binaria
Descripción señal Causas de falla
Información DIGSI
50BF/25 BI6 Protección 50BF
Arranque Reposición externa
50BF
50BF/25 BI7 Protección 50BF
Disparo Arranque 3polos externo 50BF
IED´s Salida Digital
Descripción señal Causas de falla
Información DIGSI
50BF/25 R1 Disparo 50BF etapa 1
campo propio Disparo local A‐B‐C
50BF/25 R6 Disparo 50BF interruptor de transferencia
Disparo local A‐B‐C
50BF/25 R7 Disparo 50BF etapa 2
interruptor transferencia
Disparo local A‐B‐C
Disparo en caso de falla de Interruptor
Disparo de barra 50BF/25 R8 Disparo 50BF etapa 2
interruptor transferencia Disparo de final de falla
de interruptor
50BF/25 R10 Disparo 50BF etapa 2 hacia ATT/ATU 230kv
Disparo interruptor ATT/ATU 230
50BF/25 R14 Disparo 50BF etapa 2
interruptor transferencia
Disparo interruptor TRANSF.
Disparo en caso de falla de Interruptor
Disparo de barra 50BF/25 R15 Disparo 50BF etapa 2
Disparo de final de falla de interruptor
256
Fig. 77 Configuración de las entradas binarias – Función 50BF – 7SA6115
Fig. 78 Configuración de las salidas digitales – Función 50BF‐ 7SA6115
257
TABLA 19. LED´S – FUNCIÓN 50BF
Anunciación de LED´s Casos
LED 6 Reposición externa 50BF
LED 7 Arranque 3polos externo 50BF
LED 4 Disparo local A‐B‐C
LED 5 Disparo en caso de falla de Interruptor
LED 3 Disparo de barra
LED 2 Disparo de final de falla de interruptor
Fig. 79 Configuración de las señales de los led´s – Función 50BF – 7SA6115
258
4. CUADROS COMPARATIVOS Y TABLAS
4.1 CUADRO COMPARATIVO ENTRE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS ENTRE EL ACTUAL Y NUEVO ESQUEMA DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS DE 138kV DE LA S/E PASCUALES.
En los cuadros a continuación se examina en detalle de los siguientes puntos:
• Relés de protección diferencial de barras de 138kV
• Actuación del esquema de protección diferencial de barras de 138kV
• Supervisión remota
• Interfaz Hombre – Máquina
Se analiza la descripción de cada uno de los detalles antes mencionados, con
respecto al actual y nuevo esquema de la protección diferencial de barras,
diferenciando las ventajas y desventajas en cada uno de los dos esquemas.
259
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
ACTUAL
Relés de protección
diferencial de barras de 138kV
Relé electromecánico de baja impedancia
TIPO FAC14 MARCA: GEC
Utilización de test switch (cortocircuitables y seccionables) en el panel TB‐D1 para realizar las pruebas de inyección de corriente, para verificar el estado de los cables de cada posición del patio de 138kV y pruebas de verificación del relé
Conexión directa de las señales de corrientes secundarias de los TC´s tipo bushing de cada posición al panel TB‐D1
No discrimina si la barra de 138kV se encuentra seccionada.
Modelo antiguo y en desuso
Calibración cuidadosa y no tan confiable
260
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
NUEVO
Relés de protección
diferencial de barras de 138kV
Relé numérico de baja impedancia
Equipo SIPROTEC 4 SIEMENS
Su procesamiento de señales es totalmente numérico, ofreciendo alta precisión y consistencia a largo plazo para las medidas y un manejo confiable de armónicos y transitorios.
Uniformidad en el diseño, estructura de hardware, mismo software
Uniformidad en el método de conexionado
Cuidado metódico al realizar las conexiones de los IED´s a los equipos primarios.
261
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
ACTUAL
Actuación del esquema de protección
diferencial de barras de 138kV
Relé electromecánico de alta impedancia
TIPO FAC14 MARCA: GEC
Fácil de deshabilitar para los mantenimientos y no actúe la protección diferencial
La detección de la falla es inmediata, sea por diferencial de corrientes o por el esquema de falla de breaker.
Sensibilidad a fallas controlables y no controlables o fenómenos naturales.
No mantiene una uniformidad en el diseño del esquema de arranque de falla de breaker 50BF, debido a que posee diferentes relés auxiliares
No posee un sistema de respaldo en caso de que no haya podido censar un diferencial de corrientes
Su equipo de registro de fallas se encuentra inactivo
262
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
NUEVO
Actuación del esquema de protección
diferencial de barras de 138kV
Relé numérico de alta impedancia
Equipo SIPROTEC 4 SIEMENS
La medición de corrientes de las posiciones que ingresan al IED diferencial de barras es precisa.
Puede discriminar en que sección de la barra ocurrió una falla de breaker, y si se encuentra seccionada solo dispara y bloquea al cierre las posiciones conectadas a la sección fallada.
Utilización del relé auxiliar ZE126 para discriminar el estado de los seccionadores de barra 89‐1Y1 y 89‐1Y3.
Cuidado metódico de la parametrización de las entradas binarias y salidas digitales de los IED´s de las diferentes posiciones de los niveles del voltaje de la Subestación.
263
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
ACTUAL Supervisión
Remota
PLC
(Power Line Carrier)
Se envía las señales de
alta frecuencia utilizando
la misma línea de
transmisión como medio
para las
telecomunicaciones
Debido al efecto
corona se causa
interferencia; pero,
durante las fallas
puede ser más crítica
la transmisión, ya que
la propia falla puede
ser causa de una gran
atenuación de la señal
264
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
NUEVO Supervisión
Remota Fibra Óptica
Uso del protocolo TCP / IP
permite la integración a
los sistemas de
comunicación con
tecnología IT.
Utilización del OPC Client
el sistema SICAM PAS
intercambia datos con
cualquier sistema con OPC
Server.
El costo.
Fragilidad de las fibras.
Disponibilidad limitada
de conectores.
Dificultad de reparar
un cable de fibras roto
en el campo.
265
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
ACTUAL
Interfaz
Hombre –
Máquina
Sistema actual a base
de switcheos en los
paneles dúplex,
ubicados en la sala de
control
Sistema utilizado hace
más de 20 años, las
maniobras rutinarias
conocidas por los
operadores.
Reconocimiento diario del
estado de los equipos
primarios y toma de
datos.
Toma manual de los
datos de corriente,
voltaje y potencia de
las posiciones.
Equipos de protección
como los relés y
manijas ya en desuso,
precaución al realizar
las maniobras.
266
ESQUEMA DETALLE DESCRIPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS
NUEVO
Interfaz
Hombre –
Máquina
Interfaz SIMATIC
WINCC (Windows
Control Center), la
cual permite la
interacción entre el
usuario y el sistema
SICAM PAS
Interacción gráfica,
amigable y sencilla,
basada en los estándares
de Windows.
Supervisión y
representación gráfica de
los estados de los
diferentes equipos de
patio de la subestación
Demora en
familiarizarse con la
interfaz hombre –
máquina los
operadores del
sistema de la
subestación.
Verificación parcial de
los valores obtenidos a
través del IHM con un
reconocimiento
rutinario de datos de
los equipos primarios.
267
4.2 TABLA COMPARATIVA DE COMPONENTES Y FUNCIONES ENTRE EL ACTUAL
Y EL NUEVO ESQUEMA DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS DE
138kV DE LA S/E PASCUALES.
En los cuadros a continuación se examinan en detalle los componentes,
analizando la cantidad de bobinas y contactos de los relés electromecánicos en
el esquema actual; entradas digitales, salidas digitales y test switchs de los IED´S
SIPROTEC, como también los relés auxiliares, en el nuevo esquema distribuido,
definiendo la alimentación de energía de los dos esquemas; especificándolos
para la protección diferencial de barras y la protección de falla de breaker 50BF
de los interruptores conectados a la barras de 138 kV.
También se analiza la longitud de cable empleado de los KTC de cada posición
de línea y los autotransformadores al panel TB‐D1 en el sistema actual, como de
los paneles dúplex de cada posición al panel registrador de fallas; y en el nuevo
esquema distribuido se examina la longitud de cable empleado de los KTC de
cada posición línea o de autotransformador al IED SIPROTEC 7SS6010, como
también de las celdas de cada posición de línea o de autotransformador al
registrador automático de fallas ubicados en la caseta del patio de 138kV.
Asimismo se proyecta un cuadro comparativo de las funciones del esquema de
protección diferencial de barras, analizando varias descripciones,
comparándolas entre el actual y nuevo esquema distribuido.
268
ESQUEMA DEL DIFERENCIAL DE BARRAS DE 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
RELÉS RELÉS DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
87B‐1 Protección diferencial de alta impedancia monofásica
3 ‐ 87BS1 1 ‐
86B‐1 Dispara los interruptores conectados a la barra
1 11 87BS2
Sistema de protección diferencial de barras distribuida SIPROTEC ‐ 7SS6010
1 ‐
86BS1 6 86BS1X.1 2 86BS1X.2 2
86B‐X1/1
Bloqueo al cierre de los interruptores conectados a la sección 1 de la barra
1 5 86BS1 Disparo y bloqueo al cierre interruptores conectados a la sección 1 de la barra
86BS1X.3
1
2 86BS2 7 86BS2X.1 2 86BS2X.2 2
86B‐X1/2
Bloqueo al cierre de los interruptores conectados a la sección 2 de la barra
1 6 86BS2 Disparo y bloqueo al cierre interruptores conectados a la sección 2 de la barra
86BS2X.3
1
2 AUXILIARES
87BS1/X1 Auxiliares de entrada/salida y restricción protección diferencial de barras centralizado 7SS60, Sección 1
5 5
87BS2/X1 5 5 87BS2/X2
Auxiliares de entrada/salida y restricción para relé diferencial de barras centralizado 7SS60, Sección 2 5 2
ZE126 Auxiliar de réplica de interruptor o seccionador para protección diferencial de barras centralizada 1 2
269
ESQUEMA DEL DIFERENCIAL DE BARRAS DE 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
CANTIDAD DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS CANTIDAD
Panel 15P Panel de transferencia ubicado en la sala de control de la S/E
1 EØ1+R02 Celda 8MF, control tipo interior, donde se encuentran los IED´s de protección
1
TB‐D1
Panel donde llegan las señales de los TC´s de cada posición, ubicado en el patio de 138kV
1 4AM5120
Transformadores de corriente de acople, adquiriendo las señales de los TC´s de las posiciones de 138kV, ubicados en la celda EØ1+R01
11
Test switchs
Corto circuitables y seccionables, ubicados en el panel TB‐D1
‐ 74/1‐74/2 Relé supervisor de circuito de disparo 2
RS400
Switch de comunicaciones RUGGEDCOM – Servidor serial 4 puertos para fibra óptica y 4 salidas RS‐485.
1
270
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
SANTA ELENA RELÉS RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
152TX1 Auxiliar para energizar el relé 50BF‐112 1 1 K015
Recepción de disparo directo transferido 1 1
50BF‐112 Relé monofásico 50BF 3 ‐ CENSA FALLA
62BF‐112 Auxiliar para energizar el relé 62‐112 1 1 (TPC) 21P
62‐112 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1
1 1 21S
Relé multifuncional de distancia para fases y para fallas a tierra, con funciones programables para las funciones de 27/59/50BF/79/67N
ALIMENTACIÓN DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
CIRCUITO PANEL VOLTAJE CAPACIDAD3 11
D1‐A 125Vcd 20A 21P/21S
Censa la falla ocurrida en el interruptor
‐ 2 ‐
KSW21P/21S Relé monoestable que supervisa el estado del test switch ‐ ‐ 2
21P/21S Envía la señal de arranque de la función 50BF de la posición ‐ 2 ‐
21P/21S Energiza la bobina de disparo de la posición del interruptor y sus adyacentes
2 ‐ ‐
TSW21P/21S Elemento para prueba de relé de protección
‐ ‐ 2
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRPCIÓN
F201 125Vdc Interruptor automático bipolar
271
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
ELECTROQUIL RELÉS RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
152TX1 Auxiliar para energizar el relé 50BF‐122 1 1 K015
Recepción de disparo directo transferido 1 1
50BF‐122 Relé monofásico 50BF 3 ‐ CENSA FALLA
62BF‐122 Auxiliar para energizar el relé 62‐112 1 1 (TPC) 21P
62‐122 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1
1 1 21S
Relé multifuncional de distancia para fases y para fallas a tierra, con funciones programables para las funciones de 27/59/50BF/79/67N
ALIMENTACIÓN DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
CIRCUITO PANEL VOLTAJE CAPACIDAD 7 11
D1‐A 125Vcd 20A 21P/21S
Censa la falla ocurrida en el interruptor ‐ 2 ‐
KSW21P/21S Relé monoestable que supervisa el estado del test switch ‐ ‐ 2
21P/21S Envía la señal de arranque de la función 50BF de la posición ‐ 2 ‐
21P/21S Energiza la bobina de disparo de la posición del interruptor y sus adyacentes
2 ‐ ‐
TSW21P/21S Elemento para prueba de relé de protección ‐ ‐ 2
ALIMENTACION CIRCUITO CAPACIDAD DESCRPCIÓN F201 125Vdc Interruptor automático bipolar
272
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
SALITRAL 2 RELÉS RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
DETALLE DESCRIPCION ELEMENTOS Bobinas Contactos
94N132 Auxiliar para energizar el relé 50BF‐132 1 1 K015
Recepción de disparo directo transferido 1 1
50BF‐132 Relé monofásico 50BF 3 ‐ CENSA FALLA
62BF‐1Ø2 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1
1 1 21P
ALIMENTACIÓN 21S
Relé multifuncional de distancia para fases y para fallas a tierra, con funciones programables para las funciones de 27/59/50BF/79/67N
CIRCUITO PANEL VOLTAJE CAPACIDAD DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
7 11
D1‐A 125Vcd 20A 21P/21S Censa la falla ocurrida en el interruptor ‐ 2 ‐
KSW21P/21S Relé monoestable que supervisa el estado del test switch ‐ ‐ 2
21P/21S Envía la señal de arranque de la función 50BF de la posición ‐ 2 ‐
21P/21S Energiza la bobina de disparo de la posición del interruptor y sus adyacentes
2 ‐ ‐
TSW21P/21S Elemento para prueba de relé de protección
‐ ‐ 2
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRPCIÓN
F201 125Vdc Interruptor automático bipolar
273
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
SALITRAL 1 RELÉS RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
94N142 Auxiliar para energizar el relé 50BF‐142 1 1 K015
Recepción de disparo directo transferido 1 1
50BF‐142 Relé monofásico 50BF 3 ‐ CENSA FALLA
62BF‐1Ø2 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1
1 1 21P
ALIMENTACIÓN 21S
Relé multifuncional de distancia para fases y para fallas a tierra, con funciones programables para las funciones de 27/59/50BF/79/67N
CIRCUITO PANEL VOLTAJE CAPACIDAD DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
15 11
D1‐A 125Vcd 20A 21P/21S Censa la falla ocurrida en el interruptor ‐ 2 ‐
KSW21P/21S Relé monoestable que supervisa el estado del test switch ‐ ‐ 2
21P/21S Envía la señal de arranque de la función 50BF de la posición ‐ 2 ‐
21P/21S Energiza la bobina de disparo de la posición del interruptor y sus adyacentes
2 ‐ ‐
TSW21P/21S Elemento para prueba de relé de protección
‐ ‐ 2
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRPCIÓN F201 125Vdc Interruptor automático bipolar
274
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
POLICENTRO 2 RELÉS RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
94N152 Auxiliar para energizar el relé 50BF‐142 1 1 K015
Recepción de disparo directo transferido 1 1
50BF‐152 Relé monofásico 50BF 3 ‐ CENSA FALLA
62BF‐1Ø2 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1
1 1 21P
ALIMENTACIÓN 21S
Relé multifuncional de distancia para fases y para fallas a tierra, con funciones programables para las funciones de 27/59/50BF/79/67N
CIRCUITO PANEL VOLTAJE CAPACIDAD DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
5 11
D1‐A 125Vcd 20A 21P/21S Censa la falla ocurrida en el interruptor ‐ 2 ‐
KSW21P/21S Relé monoestable que supervisa el estado del test switch
‐ ‐ 2
21P/21S Envía la señal de arranque de la función 50BF de la posición ‐ 2 ‐
21P/21S Energiza la bobina de disparo de la posición del interruptor y sus adyacentes
2 ‐ ‐
TSW21P/21S Elemento para prueba de relé de protección ‐ ‐ 2
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRPCIÓN F201 125Vdc Interruptor automático bipolar
275
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
POLICENTRO 1 RELÉS RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
94N162 Auxiliar para energizar el relé 50BF‐162 1 1 K015
Recepción de disparo directo transferido 1 1
50BF‐162 Relé monofásico 50BF 3 ‐ CENSA FALLA
62BF‐1Ø2 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1
1 1 21P
ALIMENTACIÓN 21S
Relé multifuncional de distancia para fases y para fallas a tierra, con funciones programables para las funciones de 27/59/50BF/79/67N
CIRCUITO PANEL VOLTAJE CAPACIDAD DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
8 11
D1‐A 125Vcd 20A 21P/21S Censa la falla ocurrida en el interruptor ‐ 2 ‐
KSW21P/21S Relé monoestable que supervisa el estado del test switch
‐ ‐ 2
21P/21S Envía la señal de arranque de la función 50BF de la posición ‐ 2 ‐
21P/21S Energiza la bobina de disparo de la posición del interruptor y sus adyacentes
2 ‐ ‐
TSW21P/21S Elemento para prueba de relé de protección ‐ ‐ 2
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRPCIÓN F201 125Vdc Interruptor automático bipolar
276
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
ATT ‐138kV RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
FALLAS MECÁNICAS
96T1 Protección mecánica del relé buchholz ‐ 6 87T
Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T, sobrecarga 49, sobrecorriente de fases y tierra
50/51, 50N/51N RELÉS
96P1 Protección mecánica del relé alivio de presión ‐ 6 DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
Bobinas Contactos
K016 Protección mecánica del relé buchholz ‐ 1
K017 Protección mecánica del relé de temperatura de aceite ‐ 1
26 WH 26WX 26WY
Protección mecánica del relé de temperatura de devanados
‐ 3
K018 ‐ 1 51
(A/B/C/N) Sobrecorriente del autotransformador ‐ 3 K019 ‐ 1
87T Diferencial de corrientes del autotransformador ‐ 1 K020
Protección mecánica del relé de temperatura de devanados
‐ 1
K021 Protección mecánica del relé de sobrepresión ‐ 1
K022 Cambiador de tomas sin tensión ‐ 1 86‐1T2 Relé de disparo y bloqueo 1 1
86ATT Disparo y bloqueo del autotransformador ATT 1 1
K066 Relé repetidor 1 1 50BF‐1T2 Relé monofásico 50BF 1 ‐ DIFERENCIAL DE CORRIENTES AUTOTRANSFORMADOR
62‐1Ø2 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1 1 1 K024 Relé monoestable rápido 1 1
ALIMENTACIÓN DESCRIPCIÓN ELEMENTOS 5 ‐ 6 D4 CAPACIDAD
DETALLE ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
CIRCUITO 11 D1‐A 125Vcd – 20A 87T
Censa el diferencial de corrientes en el autotransformador
‐ 1 1
277
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
ATT ‐138kV DISPARO DIRECTO TRANSFERIDO O FALLA ZONA MUERTA SOBRECORRIENTE EN EL AUTOTRANSFORMADOR
87B/50BF Unidad de bahía de diferencial de barras 50/51/25 Relé multifuncional de sobrecorriente, protección de
sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, sobrecarga 49 y verificación de sincronismo 25 – PROTECCION PRIMARIA
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOSENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
87B/50BF
Censa el DDT o falla en zona muerta en el lado de alta del autotrafo
‐ 1 ‐ 50/51/25
Censa la falla de sobrecorriente el lado de alta del autotrafo ‐ 1 ‐
RELÉS DETALLE
DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
50/51 Relé multifuncional de corriente; Protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, direccional de fases y tierra 67/67N ‐ PROTECCION DE RESPALDO
K015 Energiza el contacto K006 1 1 DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
K006 Energiza la señal de arranque de la función 50BF
‐ 1 50/51 Censa la falla y envía la señal de arranque de la función 50BF
‐ 1 1
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
50BF/25 Señal de arranque de la función 50BF para el disparo y bloqueo de los interruptores de las posiciones
1 1 ‐
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRIPCIÓN F211 F301
125Vdc Interruptor automático bipolar
278
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
ATU ‐138kV RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
FALLAS MECÁNICAS
96T1 Protección mecánica del relé buchholz ‐ 6 87T
Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T, sobrecarga 49, sobrecorriente de fases y tierra
50/51, 50N/51N RELÉS
96P1 Protección mecánica del relé alivio de presión ‐ 6 DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
Bobinas Contactos
K016 Protección mecánica del relé buchholz ‐ 1
K017 Protección mecánica del relé de temperatura de aceite ‐ 1
26WH 26WX 26WY
Protección mecánica del relé de temperatura de devanados
‐ 3
K018 ‐ 1 51
(A/B/C/N) Sobrecorriente del autotransformador ‐ 3 K019 ‐ 1
87T Diferencial de corrientes del autotransformador
‐ 1 K020
Protección mecánica del relé de temperatura de devanados
‐ 1
K021 Protección mecánica del relé de sobrepresión ‐ 1
K022 Cambiador de tomas sin tensión ‐ 1 86‐1U2 Relé de disparo y bloqueo 1 1
86ATU Disparo y bloqueo del autotransformador ATU 1 1
K066 Relé repetidor 1 1 50BF‐1U2 Relé monofásico 50BF 1 ‐ DIFERENCIAL DE CORRIENTES AUTOTRANSFORMADOR
62‐1Ø2 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1 1 1 K024 Relé monoestable rápido 1 1
ALIMENTACIÓN DESCRIPCIÓN ELEMENTOS 13 CAPACIDAD
DETALLE ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
CIRCUITO 11
D1‐A 125Vcd ‐ 20A 87T
Censa el diferencial de corrientes en el autotransformador
‐ 1 1
279
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
ATU ‐138kV DISPARO DIRECTO TRANSFERIDO O FALLA ZONA MUERTA SOBRECORRIENTE EN EL AUTOTRANSFORMADOR
87B/50BF Unidad de bahía de diferencial de barras 50/51/25 Relé multifuncional de sobrecorriente, protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, sobrecarga 49 y verificación de
sincronismo 25 – PROTECCIÓN PRIMARIA
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
87B/50BF Censa el DDT o falla en zona muerta en el lado de alta del autotrafo
‐ 1 ‐ 50/51/25 Censa la falla de sobrecorriente el lado de alta del autotrafo
‐ 1 ‐
RELÉS DETALLE
DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
50/51 Relé multifuncional de corriente; Protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, direccional de fases y tierra 67/67N ‐ PROTECCIÓN DE RESPALDO
K015 Energiza el contacto K006 1 1 DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
K006 Energiza la señal de arranque de la función 50BF
‐ 1 50/51 Censa la falla y envía la señal de arranque de la función 50BF ‐ 1 1
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
50BF/25 Señal de arranque de la función 50BF para el disparo y bloqueo de los interruptores de las posiciones
1 1 ‐
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRIPCIÓN F211 F301
125Vdc Interruptor automático bipolar
280
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
ATR ‐138kV RELÉS
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos
FALLAS MECÁNICAS
96T1 Protección mecánica del relé buchholz ‐ 6 87T
Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T, sobrecarga 49, sobrecorriente de fases y tierra
50/51, 50N/51N RELÉS
96P1 Protección mecánica del relé alivio de presión ‐ 6 DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS
Bobinas Contactos
K016 Protección mecánica del relé buchholz ‐ 1
K017 Protección mecánica del relé de temperatura de aceite
‐ 1
26WH 26WX 26WY
Protección mecánica del relé de temperatura de devanados
‐ 3
K018 ‐ 1 51
(A/B/C/N) Sobrecorriente del autotransformador ‐ 3 K019 ‐ 1
87T Diferencial de corrientes del autotransformador ‐ 1 K020
Protección mecánica del relé de temperatura de devanados
‐ 1
K021 Protección mecánica del relé de sobrepresión ‐ 1
K022 Cambiador de tomas sin tensión ‐ 1 86‐1R2 Relé de disparo y bloqueo 1 1
86ATR Disparo y bloqueo del autotransformador ATR
1 1
K066 Relé repetidor 1 1 50BF‐1F2 Relé monofásico 50BF 1 ‐ DIFERENCIAL DE CORRIENTES AUTOTRANSFORMADOR
62‐1Ø2 Auxiliar para energizar la bobina de disparo 86B‐1 1 1 DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA
BINARIA SALIDA DIGITAL
TEST SWITCH
ALIMENTACIÓN
CIRCUITO13 D5 CAPACIDAD
87T Censa el diferencial de corrientes en el autotrafo ‐ 1 1
281
11 D1‐A 125Vcd ‐20A
ESQUEMA DE FALLA DE BREAKER (50BF) POSICIONES 138kV NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
ATR ‐138kV
SOBRECORRIENTE EN EL AUTOTRANSFORMADOR
50/51 Relé multifuncional de corriente; Protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51,
50N/51N, direccional de fases y tierra 67/67N
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL TEST
SWITCH
50/51 Censa la falla y envía la señal de arranque de la función 50BF
‐ 1 1
SEÑAL DE ARRANQUE 50BF
DETALLE DESCRIPCIÓN ELEMENTOS ENTRADA BINARIA
SALIDA DIGITAL TEST
SWITCH
50BF/25
Señal de arranque de la función 50BF para el disparo y bloqueo de los interruptores de las
posiciones
1 1 ‐
ALIMENTACIÓN CIRCUITO CAPACIDAD DESCRIPCIÓN F211 F301
125Vdc Interruptor automático bipolar
282
CONDUCTORES ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
CABLE CALIBRE LONG SALE LLEGA FUNCION CABLE CALIBRE LONG SALE LLEGA FUNCION
C10104 4X8 AWG 135 TC
52‐172 TB‐D1
Conexión del TC de Cedege al
TD‐B1
E7317
4X8 AWG 112 E1Ø+R02 KTC/
E17+X5
Conexión del KTC de Cedege a 7SS6010 y
86BS1‐86BS2 C10201 4X8 AWG 80 TC TB‐D1 Conexión del TC E1321 4X8 AWG 93 E1Ø+R02 KTC/ Conexión del KTC de
283
CONDUCTORES ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
CABLE CALIBRE LONG SALE LLEGA FUNCION CABLE CALIBRE LONG SALE LLEGA FUNCION
C10904 4x8 AWG 80 KTC POL2
TB‐D1 Conexión del
KTC de E5317
4X8 AWG 70 E1Ø+R02
KTC/ E15+X5
Conexión del KTC de Policentro 2 a
52‐1R2 de Santa Elena al TD‐B1
E11+X5 Santa Elena a 7SS6010 y 86BS1‐86BS2
PC‐31 4X8 AWG 70 MK138 TB‐D1 Conexión del TC ATT ‐ 138Kv al
TB‐D1 ET321 4X8 AWG 80 E1Ø+R02
KTC/ E1T+X5
Conexión del KTC de ATT‐ 138 kV 7SS6010 y 86BS1‐86BS2
C10401 4X8 AWG 57 TC
52‐122 TB‐D1
Conexión del TC de Electroquil al
TD‐B1 E2321 4X8 AWG 66 E1Ø+R02
KTC/ E12+X5
Conexión del KTC de Electroquil a 7SS6010 y 86BS1‐86BS2
C10501 4X8 AWG 51 TC
52‐132 TB‐D1
Conexión del TC de Salitral 2 al
TD‐B1 E3321 4X8 AWG 52 E1Ø+R02
KTC/ E13+X5
Conexión de KTC de Salitral 2 a 7SS6010 y
86BS1‐86BS2
C10701 4X8 AWG 36 TC
52‐1U2 TB‐D1
Conexión del TC ATU ‐ 138Kv al
TB‐D1 EU321 4X8 AWG 41 E1Ø+R02
KTC/ E1U+X5
Conexión del KTC de ATU ‐138Kv 7SS6010 y
86BS1‐86BS2
C10801 4X8 AWG 48 TC
52‐142 TB‐D1
Conexión del TC de Salitral 1 al
TD‐B1 E4321 4X8 AWG 51 E1Ø+R02
KTC/ E14+X5
Conexión del KTC de Salitral 1 a 7SS6010 y
86BS1‐86BS2
284
Policentro 2 al TD‐B1
7SS6010 y 86BS1‐86BS2
C101001
4X8 AWG
73 KTC POL1
TB‐D1
Conexión del KTC de
Policentro 1 al TD‐B1
E6321 4X8 AWG 84 E1Ø+R02 KTC/
E16+X5
Conexión del KTC de Policentro 1 a 7SS6010 y 86BS1‐
86BS2
C11001 4X8 AWG 96 TC
52‐1R2 TB‐D1
Conexión del TC ATR ‐ 138Kv al TB‐D1
ER321 4X8 AWG 112 E1Ø+R02 KTC/
E1R+X5
Conexión del KTC de ATR ‐138Kv 7SS6010 y
86BS1‐86BS2
C10601 4X8 AWG 27 TC
52‐1Ø2 TB‐D1
Conexión del TC de
Transferencia al TD‐B1
EQ321 4X8 AWG (*) E1Ø+R02 KTC/
E1Q+X5
Conexión del KTC de ATQ ‐138Kv 7SS6010 y
86BS1‐86BS2
C10605 4X8 AWG 180 TB‐D1 15P Conexiones de TC´s para 87B
(*) El autotransformador ATQ 138/69 kV – FUTURO – MONTAJE 2009‐2010
CONDUCTORES ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
CABLE CALIBRE LONG SALE LLEGA FUNCION CABLE CALIBRE LONG SALE LLEGA FUNCION
285
C10668 2X12 AWG 18 15P RAF
Registro diferencial de
barras E7320 4X12AWG 5
TAB E17+R01
E1Ø+RF01 RAF
CEDEGE
C10269 4X12 AWG 28 11P RAF
RAF SANTA ELENA
E1324 4X12AWG 4.5 TAB
E11+R01 E1Ø+RF01
RAF SANTA ELENA
C10470 4X12 AWG 20 13P RAF
RAF ELECTROQUIL
ET324 4X12AWG 3.5 TAB
E1T+R01 E1Ø+RF01
RAF ATT138 kV
C10568 4X12 AWG 17 14P RAF
RAF SALITRAL 2
E2324 4X12AWG 2.5 TAB
E12+R01 E1Ø+RF01
RAF ELECTROQUIL
C10766 4X12 AWG
14 16P RAF RAF
ATU 138KV E3324 4X12AWG 9
TAB E13+R01
E1Ø+RF01 RAF
SALITRAL 2
C10867 4X12 AWG 15 17P RAF
RAF SALITRAL 1
EU324 4X12AWG 17 TAB
E1U+R01 E1Ø+RF01
RAF ATU 138kV
E4324 4X12AWG 16.2 TAB
E14+R01 E1Ø+RF01
RAF SALITRAL 1
E5324 4X12AWG 15.5 TAB
E15+R01 E1Ø+RF01
RAF POLICENTRO 2
E6324 4X12AWG 14.5 TAB
E16+R01 E1Ø+RF01
RAF POLICENTRO 1
ER324 4X12AWG 13 TAB
E1R+R01 E1Ø+RF01
RAF ATR 138 kV
EQ324 4X12AWG 14 TAB
E1R+R01 E1Ø+RF01
RAF ATQ 138 kV
En el esquema actual solo se encuentra cableado al RAF las posiciones de Santa Elena, Electroquil, Salitral 2, Salitral 1y ATU que fueron las primeras posiciones en construirse en el patio de 138kV.
E0418 4X12AWG 18 TAB
E1Ø+R01 E1Ø+RF01
RAF TRANSFERENCIA
TOTALES COMPONENTES PROTECCION DIFERENCIAL DE BARRAS 138kV ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA DISTRIBUIDO
DETALLE RELÉS DETALLE RELÉS
286
DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos DESCRIPCIÓN ELEMENTOS Bobinas Contactos ESQUEMA DIFERENCIAL DE BARRAS 138kV 6 22
ESQUEMA DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDO 138kV 20 39
ESQUEMA FALLA DE INTERRUPTOR (50BF) ESQUEMA FALLA DE INTERRUPTOR (50BF RELES AUX.
SANTA ELENA 6 3 IED BOB CONT
ENTRADAS BINARIAS
SALIDAS DIGITALES
TEST SWITCH
ELECTROQUIL 6 3 SANTA ELENA 2 1 1 2 4 4 SALITRAL 2 5 2 ELECTROQUIL 2 1 1 2 4 4 SALITRAL 1 5 2 SALITRAL 2 2 1 1 2 4 4 POLICENTRO 2 5 2 SALITRAL 1 2 1 1 2 4 4 POLICENTRO 1 5 2 POLICENTRO 2 2 1 1 2 4 4 CEDEGE 6 3 POLICENTRO 1 2 1 1 2 4 4 ATT 138 kV 3 21 CEDEGE 2 1 1 2 4 4 ATU 138 kV 3 21 ATT 138 kV 5 4 11 1 5 2 ATR 138 kV 3 21 ATU 138 kV 5 4 11 1 5 2 ATR 138 kV 3 2 9 1 3 2
OTROS DETALLE CANTIDAD DETALLE CANTIDAD
Celdas de las posiciones del patio de 138kV (Paneles dúplex)
11 Celdas de las posiciones 8MF con panel basculante y puerta frontal en vidrio
12
Manijas de selector LOCAL/REMOTO 11 CONDUCTORES
DETALLE TOTAL METROS DETALLE TOTAL METROS Conexiones de los TC de las posiciones del patio de 138kV al panel TB‐D1 – 4x8 AWG 933
Conexiones de los KTC de las posiciones del patio de 138kV al 7SS6010 y 86BS1‐86BS2 – 4x8 AWG 761
Conexión de los tableros dúplex de las posiciones al RAF – 4x12 AWG 112
Conexión de las celdas de las posiciones en la caseta al RAF – 4x12 AWG
137.7
CUADRO COMPARATIVO DE LAS FUNCIONES DEL ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL DIFERENCIAL DE BARRAS DE 138kV
DESCRIPCIÓN ACTUAL ESQUEMA NUEVO ESQUEMA
287
Adquisición y distribución de la información en tiempo real
Se cuenta con medidores voltaje, corriente y potencia análogos con la ayuda de transductores de medida, pero no se tiene una interfaz gráfica
A través del BCU de cada posición y en la IHM ubicada en la sala de control
Señalización local (Nivel 1 y Nivel 2) y remota (Nivel 3)
Posee luces de señalización en el panel dúplex en la cual se advierte el estado de los equipos primarios
Se muestra en la IHM, como también en los BCU´s de cada posición de los equipos primarios
Supervisión Se realiza una supervisión rutinaria y toma de datos de los equipos primarios cada hora.
El IHM muestra los valores de medición de cada posición en tiempo real, pero no se dejará de realizar las supervisiones rutinarias.
Automatización La S/E Pascuales es elevadora, reductora y de switcheo
Se ejecuta con una operación casi remota de la subestación.
Control local y remoto Se facilita a través de la manijas ubicadas en los paneles dúplex de cada posición o en los equipos primarios
Se puede configurar en los equipos primarios como en el IHM de operación
Control con enclavamientos Se ejecuta a través de la operación de los relés auxiliares de disparo y bloqueo
Verificación de los mandos de los controladores de campo para su operación
Control bajo secuencias de mando
Se realiza a través de relés y contactos auxiliares, en el esquema de control de los equipos primarios, se procede a la operación de mando de apertura y cierre.
Se realiza a través de comandos de entradas binarias y salidas digitales de los controladores de campo, se da la operación de mando de apertura y cierre de los equipos primarios
DESCRIPCIÓN ESQUEMA ACTUAL NUEVO ESQUEMA
288
Registro y archivo de la información del proceso
Se lleva manualmente a través de hojas de cálculo de Excel
El SICAM Pas full Server contiene el sistema de interfaz y distribución de datos DSI con una base de datos relacional en el tiempo real Sybase SQL
Funciones de protección y control en equipos independientes
Su procesamiento de señales es totalmente numérico, ofreciendo alta precisión y consistencia a largo plazo para las medidas y un manejo confiable de armónicos y transitorios
Equipos de protección que proveen la capacidad de controlar el interruptor de un campo, por medio de una interfaz gráfica.
Los relés electromecánicos supervisan las magnitudes eléctricas, lo cual permite detectar las fallas en los equipos y/o instalaciones del sistema, las condiciones anormales de operación del sistema y el estado inapropiado de los equipos con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manera inmediata.
Los controladores de campo cuentan con un display LCD para la representación del diagrama unifilar de una celda, valores análogos, mensajes de alarma, entre otros.
Uniformidad en el diseño, estructura de hardware y software de los relés de protección
No existe una uniformidad en el diseño de los relés de protección ya que existen varios modelos de relés y de varias marcas pero con una misma finalidad de protección
Los equipos SIPROTEC son idénticos en sus características pero diferencian en sus aplicaciones dependiendo al principio de protección
Comunicación entre equipos No existe comunicación entre equipos, solo envió a través del UTR al COT y al CENACE estado de equipos primarios y alarmas
Se realiza a través de la red LAN Ethernet del sistema utilizando el protocolo IEC61850
Parametrización de controladores de campo
Se ajusta la protección manualmente; definiendo los umbrales de las señales de entrada, determinando la operación de la protección.
Se parametrizan a través del programa DIGSI las entradas binarias y salidas digitales de los IED´s SIPROTEC
290
4.3 TABLA DE COSTOS DE LOS COMPONENTES UTILIZADOS EN EL NUEVO ESQUEMA DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS DE 138kV DE LA S/E PASCUALES.
En los cuadros a continuación se detalla los costos económicos, describiendo los
componentes y elementos del nuevo esquema de protección diferencial
distribuida de barras de 138 kV, explicando el detalle, cantidad, valor unitario y
el valor total, cabe acotar que estos datos fueron proporcionados por
Transelectric, debido a que pertenecen al packing list del proyecto ST5,
capítulo 3.
291
TABLA ECONOMICA NUEVO ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDO 138kV
DESCRIPCIÓN NOMBRE DEL
EQUIPO DETALLE CANTIDAD
VALOR UNITARIO
VALOR TOTAL
E1Ø+R02 Celda 8MF control tipo interior, grado de protección IP52, con panel basculante y puerta frontal de vidrio
E1Ø+R01 SIEMENS
8MF 2200*800*800 2 2235.96 4471.91
E1Q+R01 E1R+R01 E1T+R01
Celda 8MF control tipo interior, grado de protección IP52, con panel basculante y puerta frontal de vidrio
E1U+R01
SIEMENS 8MF 2200*800*800 4 5405.03 21620.12
E11+R01 E12+R01 E13+R01 E14+R01 E15+R01 E16+R01
Celda 8MF control tipo interior, grado de protección IP52, con panel basculante y puerta frontal de vidrio
E17+R01
SIEMENS 8MF 2200*800*800 7 4333.96 30333.52
87BS1 Protección diferencial de barras distribuida – Medida trifásica 87BS2
SIEMENS 7SS6010‐4EA00‐0AA0 2 2027.30 4054.60
87BS1/X1 87BS2/X1
Módulo auxiliar de entrada/salida y restricción para relé diferencial de barras centralizada 7SS60 87BS2/X2
SIEMENS 7TR7100‐0AA00‐0AA0 3 1033.33 3099.99
Módulo auxiliar de réplica de interruptor o seccionador para relé diferencial de barras centralizado 7SS60
ZE126 SIEMENS
7TR7100‐0AA00‐0AA0 1 719.77 719.77
Transformadores de acople TI/T2/T3….T11 SIEMENS
4AM5120‐4DA00‐0AN2 11 258.74 2846.14
292
TABLA ECONOMICA NUEVO ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDO 138kV
DESCRIPCIÓN NOMBRE
DEL EQUIPO DETALLE CANTIDAD
VALOR UNITARIO
VALOR TOTAL
Unidad de bahía con display integrado 35 entradas digitales, 22 salidas de comando
BCU D001
SIEMENS 6MD6625‐4EB00‐0AF0 12 7858.54 94300.8
86BS1 Relé de disparo y bloqueo
86BS2SIEMENS 7PA2251‐1 2 275.30 550.60
86BS1/X1 86BS1/X2 86BS1/X3 86BS1/X4 86BS2/X1 86BS2/X2 86BS2/X3
Relé monoestabe rápido
86BS2/X4
SIEMENS 7PA2732‐0AA00‐2 8 105.00 840
Switch de comunicaciones: servidor serial: Ethernet con 4 puertas para fibra óptica y cuatro salidas RS485, para montaje de riel DIN, 88‐300Vdc
B100 RUGGEDCOM
RS400‐HI‐D‐MJMJ‐4 1 4004.44 4004.44
Relé multifunctional de distancia para fases y para fallas a tierra cuadrilateral con 6 zonas hacia adelante y atrás programable, bloqueo por oscilación de potencia, compensación de líneas paralelas, protección falla fusible, 27, 59, 25, 50BF, 79, 67N
21P/21S SIEMENS
7SA6125‐5AB02‐7PR4 14 8.823.40 123527.6
Relé monoestable K015 SIEMENS ‐ 7PA2630‐0 7 175.20 1226.4
293
TABLA ECONOMICA NUEVO ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDO 138kV
DESCRIPCIÓN NOMBRE DEL
EQUIPO DETALLE CANTIDAD VALOR
UNITARIO VALOR TOTAL
Interruptor automático bipolar F201 SIEMENS 5SX5202‐7 7 35.17 246.19
TSW 21P Elemento para prueba protección (Incluye en caja 7XP20 toma karting y selector para prueba)
TSW 21S SIEMENS
7XV7501‐0CA00 14 485 6790
Relé multifuncional diferencial de transformador, protección diferencial 87T, sobrecarga 49, instantánea y temporizada de fases y tierra 50/51, 50N/51N
87T SIEMENS
7UT6335‐5EB02‐1AA0 4 7661.61 30646.44
Relé multifuncional de sobrecorriente, protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, sobrecarga 49, verificación de sincronismo 25
50/51/25 SIEMENS
7SJ6415‐5EB02‐1FA4 2 4331.19 8662.38
Unidad de bahía de diferencial de barras 87B/50BF SIEMENS
7SS5235‐5EA01‐0AA1 2 4955.56 9911.12
K016 K017 K018 K019 K020 K021
Relé monoestable rápido
K022
SIEMENS 7PA2732‐0AA00‐2 14 105.00 1470
Elemento para prueba de protección TSW 87T SIEMENS
7XV7501‐0CA00 4 455 1820
294
TABLA DE COSTOS NUEVO ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUIDO 138kV
DESCRIPCIÓN NOMBRE
DEL EQUIPO DETALLE CANTIDAD
VALOR UNITARIO
VALOR TOTAL
F211 SIEMENS 5SX2302‐7
4 35.17 140.68Interruptor automático bipolar
F301 SIEMENS 5SX5216‐7 4 35.17 140.68
Relé monoestable K015 SIEMENS 7PA2630‐0 2 175.20 350.4
Relé multifuncional de interruptor Protección de falla interruptor 50BF, verificación de sincronismo, recierre 79, y subtensión 59/27
50BF/25 SIEMENS
7SA6115‐5AB02‐0AR0 4 6291.46 25165.84
Relé multifuncional de sobrecorriente; protección de sobrecorriente de fases y tierra 50/51, 50N/51N, direccional de fases y tierra 67/67N
50/51 SIEMENS
7SJ6215‐5EB00‐1FC0 2 2766.70 5533.4
Relé de disparo y bloqueo 86‐1N2 SIEMENS 7PA2251‐1 4 275.30 1101.2
Relé repetidor de 4 contactos conmutables
K066 SIEMENS
OA5630+ET1630 4 25 100
Relé monoestable K006 SIEMENS 7XP9012 2 175.2 350.4
Conductor 4 X 8 AWG Cableado de los KTC de las posiciones hacia el relé
SIPROTEC 7SS601 761 (mts) 4.05 3082.05
Conductor 4 X 12 AWG Cableado de las celdas de las posiciones a el RAF 137.7 (mts) 1.68 231.336
TOTAL 381.454,206